НЕФТЬ

Геологоразведочные работы на нефть и газ
и освоение месторождений I

По подсчетам американских специалистов, расходы на ГРР, учитывающие деятельность 182 основных компаний, обладающих запасами нефти и газа не менее 5 млн барр. нефтяного эквивалента (н.э.), в 1998 г. составили около 102.4 млрд дол., или 102% относительно уровня 1997 года. Эти расходы учитывают стоимость разведки (20 млрд дол.) и развития месторождений (57 млрд дол.), а также стоимость лицензий. Несмотря на падение доходов в отрасли и сокращение оборота капитала, расходы на поисково-разведочную деятельность практически сохранились на уровне предыдущего года, поскольку в большинстве случаев невозможно было остановить начатые работы. Решения о сокращении объемов ГРР многими компаниями принималось в середине 1998 г., так что это сокращение реально скажется уже при оценке объемов ГРР за 1999 г.

Расходы на ГРР в 1998 г. резко (на 8%) возросли в США, достигнув 7.6 млрд дол., в то время как в Европе они снизились на 6%, до 2.7 млрд дол., а в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) – на 4%, до 0.8 млрд дол.

Расходы на ГРР в статистических отчетах компаний обычно объединяют с затратами на подготовку месторождений к разработке и непосредственно эксплуатационными расходами. При такой оценке расходы компаний за 1996-1998 гг. возросли на 22% и составили в среднем по миру 5.94 дол./барр.н.э. В отдельных регионах планеты этот рост еще более значителен: в Канаде – на 73%, до 7.17 дол., в Африке и на Ближнем Востоке – на 23%, до 3.73 дол., в Европе – на 15%, до 8.29 дол./барр.н.э. В США поисковые и эксплуатационные расходы за год почти удвоились и в конце 1998 г. составили 13.31 дол./барр.н.э. при том, что у ведущих компаний они значительно ниже. Так, у компании Exxon за трехлетний период (1996–1998) эти расходы составили 3.62 дол., у Cross Timbers Oil – 3.19 дол., у Anadarko Petroleum – 3.51 дол./барр.н.э.

Ниже приводится обзор состояния ГРР в мире и важнейших открытий в нефтегазовой отрасли, сделанных в 1998 – начале 1999 г.

В России в 1998 г. объем глубокого разведочного бурения на нефть и газ уменьшился по сравнению с 1997 г. на 16.7%, составив 1298.0 тыс.м. Из них 1.7% приходится на параметрическое и опорное бурение (22.4 тыс.м), 71.6% – на поисковое (929 тыс.м) и 26.7% – на разведочное (347 тыс.м). По сравнению с 1997 г. на 85% возросли объемы параметрического и опорного бурения, тогда как объемы поискового и разведочного бурения снизились – соответственно на 19 и 15%.

Снизилась интенсивность геофизических работ: в 1998 г. объемы профильной сейсморазведки на суше составили 99% от уровня предыдущего года, объемной сейсморазведки – 89%, гравиразведки масштаба 1:200000 – 53%, наземной магниторазведки – 94%, аэромагнитной съемки – 90%. Увеличен объем геолого-геофизических работ в российских водах, в том числе на шельфе острова Сахалин, в Охотском море, на шельфе арктических морей. В этих районах выполнено более 100 тыс. км профильной сейсморазведки.

Фактическая стоимость ГРР на нефть и газ в 1998 г. составила 9.2 млрд руб. Основной объем ГРР финансировался из децентрализованных источников: главным образом за счет отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, оставленных добывающим предприятиям (32.9%) или консолидированных в бюджетах субъектов Федерации (27.7%), собственных средств предприятий (18.3%) и иностранных инвестиций (8.4%).

Основными районами проведения ГРР, наряду с Западной Сибирью и Урало-Поволжьем, стали некоторые районы Красноярского края и Европейской части России. Принципиально важные результаты получены по глубокой скважине Володарская-2 на Астраханском своде, где подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих девонских и каменноугольных отложений. Открытие нового нефтегазоносного этажа может привести к существенной переоценке нефтегазового потенциала России. Принципиальное значение имеют положительные результаты работ на нефть и газ в ряде освоенных районов европейской части России: на востоке Ростовской области, в Самарской, Ульяновской, Кировской, Нижегородской, Пензенской, Ярославской областях, в республиках Марий Эл, Мордовия, Чувашия. Доказана возможность увеличения запасов углеводородов в пределах Западно-Кубанского прогиба (Краснодарский край). Открыто высокодебитное месторождение Терновское (Саратовская обл.).

В Западной Сибири серьезного изучения перспектив глубоких горизонтов не было, в связи с чем вопрос о нефтегазовом потенциале региона остается нерешенным. В 1998 г. здесь, в пределах Надым-Пурской нефтегазоносной области, к востоку от Уренгоя открыто крупное Северо-Самбургское месторождение с извлекаемыми запасами 200 млн т. В Восточной Сибири продолжались ГРР на крупном Пайяхском нефтяном месторождении (Таймырский автономный округ), начато бурение параметрической скважины с целью оценки перспектив Большехетской впадины (Красноярский край). В Дальневосточном регионе начаты геофизические работы на территории Еврейской АО.

В дальневосточных морях выявлено свыше 200 перспективных структур, 22 из них подготовлены к бурению (20 – на сахалинском шельфе). Буровые работы начаты компанией «Сахалинморнефтегаз» на 6 месторождениях у восточного побережья Сахалина (Одопту-море, Лунское, Пильтун-Астохское, Венинское, Чайво, Аркутун-Даги) и на одном – у западного (Изыльметьевское). Начальные ресурсы суши в этом регионе оцениваются в 1.22 млрд т нефти и 420 млн т газокондесата. Прогнозные ресурсы шельфа составляют 2.8 млрд т нефти (в т.ч. 780 млн т – в Охотском море) и 800 млн т газоконденсата (150 млн т – в Охотском море).

Всего за 1998 г. в России открыто 39 месторождений углеводородного сырья, из них 36 нефтяных (за 1997 г. – 50 месторождений, в том числе 44 нефтяных). На севере европейской части страны было открыто 3 месторождения, в Урало-Поволжье – 15 и в Западной Сибири – 21. Прирост доказанных запасов нефти и газоконденсата составил 232.1 млн т, уменьшившись на 15.9% относительно предыдущего года, газа – 338.4 млрд м3 (84.8% от уровня 1997 г.). Прирост запасов нефти компенсировал добычу только на 76.8%, газа – на 61%. Запасы одного вновь открытого месторождения в среднем составили около 2.5 млн т нефти или около 8 млрд м3 газа (в 1997 г. – 2.4 млн т и 7.4 млрд м3).

В других странах СНГ объемы ГРР значительно уступают российским; в особенности это касается буровых работ. В Азербайджане пройдено 125 тыс.пог.м, в Казахстане – 127.1 тыс.м, в Туркмении – 61 тыс.м, в Узбекистане – 50.2 тыс.м, в Белоруссии – 25 тыс.м, в Украине – 24.8 тыс.м. Во всех странах, кроме Туркмении, в ближайшие годы предполагается сокращение объемов буровых работ.

В Казахстане продолжались работы по разведке национального сектора Каспийского моря. В эти исследования начиная с 1994 г. вложено свыше 220 млн дол. До конца 1998 г. выполнено около 26000 км сейсмопрофилей, охвативших площадь свыше 110 тыс.км2 (на глубинах моря до 700 м), выявлено 96 перспективных на нефть и газ структур. Бурение на первой из этих структур начато только во второй половине 1999 г. Освоением каспийских недр занимается международный концерн Offshore Kazakhstan International Operating Co., в состав которого входят 9 американских и европейских компаний: Agip, British Gas, Mobil, Shell, Total, BP Amoco, Statoil, Phillips, INPEX. Добыча нефти в казахстанском секторе Каспия начнется не ранее 2004 г. На суше ГРР велись в основном в районах давно освоенных месторождений для обнаружения новых залежей и восполнения запасов. Такими работами занимались специально созданные смешанные компании, например, American-Kazakh Karakudukmunai JV, базирующаяся на Каракудукском нефтяном месторождении в Северо-Устюртской газонефтеносной области. Параллельно исследуются и новые перспективные территории. В 1998 г. Sazankurak JV получила первую нефть на месторождении Сазанкурак в районе Атырау (Гурьева). Начальные извлекаемые запасы нефти на этом месторождении оценены в 3.0-3.4 млн т. Texaco приступила к бурению оценочных скважин на месторождении Северные Бузачи, начальные извлекаемые запасы которого предположительно равны 130-200 млн т. Shell Temir/Veba Oil JV в конце года пробурила разведочную скважину Сайгак-2 в блоке Темир (Западный Казахстан). При опробовании, проводившемся уже весной 1999 г., из скважины получен приток нефти около 645 т/сут. Существует несколько проектов ГРР на нефть и газ в сухопутных районах Казахстана, но ни один из них в 1998 г. не начал осуществляться. Реализации проектов мешали два обстоятельства: отсутствие избыточных мощностей на экспортных трубопроводах и резкое падение мировых цен на нефть. Вследствие низкой цены казахстанской нефти считается, что ее разработка на экспорт рентабельна только при среднемировых ценах не ниже 15 дол./барр.

Азербайджан первым из постсоветских государств предоставил широкие возможности для участия иностранного капитала в разведке и добыче УВ. К середине 1998 г. было организовано 11 международных проектов, главным образом – для разведки и добычи в пределах азербайджанского сектора Каспийского моря. Общая величина привлекаемого этими проектами капитала превысила 30 млрд дол., а в первой половине 1999 г., когда число подписанных контрактов достигло 19, объем инвестиций оценивался уже в 60 млрд дол. Правда, до конца 1999 г. было инвестировано только 3 млрд, а из 19 проектов на стадии ГРР находилось 9. По условиям контрактов в течение трехлетнего поисково-разведочного периода необходимо пробурить не менее двух-трех разведочных скважин. Надо отметить, что контракты заключаются на взаимовыгодных условиях. Все параметры контракта фиксируются до его ратификации подписавшими сторонами. В частности, заранее определяется размер бонуса. Сам же бонус выплачивается в 3 этапа: при ратификации, после окончания разведки и, если ГРР закончились успехом, при начале добычи. Для всех контрактов устанавливается единая ставка налога, существенно более низкая, чем принятая в Азербайджане. По окончании разведывательного периода государственная азербайджанская нефтяная корпорация «ГНКАР» может продать свою долю. Обязательным условием контракта является привлечение местного персонала: от 50% в начальный период работ до 90% впоследствии. Контрактом оговорены льготы местным компаниям при участии в тендерах и условия обучения местного персонала. Предусмотрено, что 80% прибыли от каждого нефтяного проекта остается в Азербайджане.

Доля «ГНКАР» в международных проектах составляла от 7.5 до 50%. Всего к концу 1998 г. на Азербайджанском шельфе Каспия было выявлено около 140 перспективных структур, почти не разведанных бурением. Крупнейшим и наиболее перспективным районом добычи на Каспийской акватории считается район месторождений Азери–Чираг–Гюнешли, открытых еще в советское время. Только по этому району подсчитаны доказанные запасы нефти. По заявлению руководства «ГНКАР», они составляют 620 млн т.

Знаковым можно назвать отказ от участия в работах по проекту «Карабах» в феврале 1999 г. «Каспийского международного нефтяного консорциума» (Caspian International Oil Co., CIOC), руководимого американской Pennzеnergy. К моменту создания консорциума (1995 г.) начальные ресурсы месторождения Карабах оценивались в 150 млн т н.э. За 3 года исследований CIOC потратил 100 млн дол. на сейсмические работы, модернизацию бурового судна «Деде-Горган» и проходку трех разведочных скважин. После завершения работ выяснилось, что запасы Карабаха не превышают 30 млн т н.э., тогда как для обеспечения рентабельной разработки этого месторождения запасы не должны быть менее 100 млн т н.э. Консорциум, в который входили также «ЛУКОЙЛ», Agip, их совместное предприятие «ЛУКАджип» и «ГНКАР», был распущен. Почти одновременно прекратил существование другой консорциум – NAOC (North Apsheron Operating Co.), возглавлявшийся BP Amoco и включавший в себя также Unocal, ITOCHU и «ГНКАР». NAOC был создан для разведки и освоения структуры Дан-Улдузу–Ашрафи, начальные ресурсы нефти которой оценивались в 140 млн т. После проходки трех разведочных скважин специалисты BP Amoco оценили доказанные запасы месторождения в 10 млн т, что явно не достаточно для начала коммерческой добычи.

Эти неудачи вызвали настороженность участников других международных проектов, но не остановили поисково-разведочных работ на других объектах. На структуре Шах-Дениз консорциумом, состоящим из BP Amoco и Statoil, в мае 1999 г. была пробурена первая разведочная скважина (до конечной глубины 6320 м), из которой получены притоки газа. Вслед за ней началось бурение еще одной скважины. Первые результаты разведки структуры весьма обнадеживающие: по оценке геологов из BP Amoco, месторождение содержит 700 млрд м3 газа; специалисты «ГНКАР» утверждают, что общие запасы Шах-Дениза составляют не менее 1 трлн м3. В 1998 г. велись геофизические работы по проектам «Кюрдаши» и «Блок Д-222». Во второй половине года подписаны контракты (на условиях СРП) на разведку и потенциальное освоение структур Инам, Лерик-Дениз, Савалан, Зафар–Машал, Араз–Алов–Шарг, Атешгях, Янан-Тава и Муган-Дениз; в этих проектах участвуют 9 иностранных компаний. Одновременно азербайджанские нефтяники уделяют большое внимание привлечению иностранного капитала для доразведки и увеличения добычи на давно разрабатываемых месторождениях. В этот сектор привлекаются преимущественно средние и мелкие независимые компании. На каспийском шельфе для таких работ предлагаются месторождения Булла-Дениз, Бахар, Нефт-Дашлары (Нефтяные Камни), Палчыг-Тепеси (Грязевая сопка); на суше – Шемаха–Гобустанское, Джафарлы, Зардоб, Кюрсенги и др.

В Узбекистане открывают ежегодно в среднем по 5 месторождений нефти и газа. Это единственная страна на постсоветском пространстве, где постоянно растут объемы сейсморазведочных работ (в 1998 г. – 6.8 тыс.пог.км). Объемы поисково-разведочного бурения в 1998 г. по сравнению с предыдущим годом выросли на 11.3% и превысили 50 тыс.м; однако уровень союзных времен по-прежнему остается недостижимым (237.8 тыс.м в 1990 г.). В этих условиях принципиальное значение имеет привлечение иностранных инвестиций в отрасль. Национальная корпорация «Узбекнефтегаз» разработала 13 инвестиционных проектов, охватывающих наиболее перспективные районы. Предусмотрены различные формы сотрудничества с иностранными инвесторами: создание совместных предприятий, концессии, соглашения о разделе продукции. Наиболее привлекательные площади расположены в Бухаро-Хивинском нефтегазоносном регионе, в котором в 90-е годы открыто 26 месторождений. Это проекты: Каракульский (площадь перспективных площадей 4.8 тыс.км2, глубина залегания продуктивных горизонтов – 2000-3500 м, уже пробурено 38 поисково-разведочных скважин, прогнозные ресурсы – около 140 млн т условного топлива; за последние годы открыто 5 газоконденсатных месторождений), Рометанский (соответственно: 2.9 тыс.км2; 2000-3500 м; 42 скважины; 8.5 млн т нефти и газоконденсата, 16 млрд м3 газа; 3 нефтяных месторождения), Кашкадарьинский (2.5 тыс.км2; 3000-5000 м; 9 скважин; 39 млн т нефти и газоконденсата, 55 млрд м3 газа; одно нефтяное месторождение). На юге республики предлагается 3 проекта. Бешкентский проект в Амударьинском НГБ включает 3 лицензионных блока с 20 выявленными структурами и 15 уже открытыми месторождениями нефти и газа, доказанные запасы которых составляют 38 млн т нефти и газоконденсата и 75.5 млрд м3 газа. Примыкающий к нему с востока Гиссарский проект содержит 10 открытых месторождений нефти и газа (доказанные запасы 20 млн т нефти и газоконденсата, 160 млрд м3 газа) и 9 подготовленных под бурение структур. Сурхандарьинский проект будет осуществляться на территории с 11 открытыми месторождениями нефти и доказанными запасами 47 млн т нефти и 35 млрд м3 газа. Северо-западная часть страны (Устюртское плато, южное побережье Аральского моря и узбекская часть акватории общей площадью в 110 тыс.км2) объединена в Устюртский проект; пока здесь открыто 7 газоконденсатных месторождений, но прогнозные ресурсы региона составляют 107 млрд м3 газа и 3.5 млн т газоконденсата. Во всех проектах инвесторов приглашают к разработке выявленных месторождений и поискам новых. Ряд западных компаний (Enron, Unocal, Shell, Agip) уже приобрели геолого-геофизическую документацию и ведут ее изучение. Наиболее обещающим среди новых месторождений считается Кокдумалакское (Кашкадарьинская обл.) с вероятными запасами нефти и газоконденсата 205 млн т. Высокоперспективными объявлены также Шакарбулакское и Южно-Кызылбайракское месторождения.

В Туркменистане ГРР проводятся при активном участии иностранных инвесторов. За 7 лет независимости в нефтегазовую отрасль народного хозяйства было инвестировано около 1.5 млрд дол. Значительная часть этой суммы потрачена на развитие месторождений и строительство сопутствующей инфрастурктуры. Большое внимание уделяется и ГРР на туркменском шельфе Каспия, занимающем площадь около 74 тыс.км2. В 1998 г. две успешные скважины пробурила индонезийская нефтяная компания Petronas: на месторождениях Им.Баринова и Банка Ливанова. На первом из них скважина пробурена до глубины 4700 м, при опробовании из нее получены притоки 627 т нефти и 305 тыс.м3 газа в сутки; на втором из скважины, пробуренной до горизонта 4200 м, – 398 т нефти и 742 тыс.м3 газа в сутки. Одним из серьезных партнеров туркменского правительства является британская компания Monument Oil and Gas. В июле 1998 г. компания подписала на условиях СРП договор на доисследование в 1999-2001 гг. района Гаршчызлык площадью 1737 кв.км, где уже открыто 8 месторождений УВ. Аналогичный договор подписан в октябре с американской компанией Enron на проведение ГРР на правобережье Аму-Дарьи.

На Украине компания «Чорноморнафтогаз» объявила об открытии газового месторождения в акватории Азовского моря, в 20 км от побережья Восточного Крыма. Это Северо-Казантипское месторождение способно давать до 700 млн м3 газа в год. В непосредственной близости открыты еще 3 перспективные структуры. Если бурение подтвердит прогноз геофизиков, газовый потенциал данного района может удвоиться.

В США наиболее интенсивно поиски месторождений нефти и газа идут в Мексиканском заливе. Здесь выделяются районы, относящиеся чаще всего к юрисдикции отдельных штатов, и федеральный шельф с глубинами, превышающими 300 м. Основные перспективы обнаружения новых промышленных скоплений углеводородов связаны именно с федеральным шельфом. В 1998 г. и в первые месяцы 1999 г. здесь было сделано несколько важных открытий. В районе Гарден-Банк Mariner Energy открыла газовое месторождение Далсимер, расположенное в районе с глубинами моря около 340 м. Вскрыты две газовые залежи на глубинах 3020-3200 м общей мощностью 45.7 м.

Значительное по размерам газовое месторождение открыто в рамках проекта «Норт-Марлин» (Вайоска-Нолл-Блок-827) в 250 км юго-восточнее Нового Орлеана, в районе с глубинами моря 770 м, по соседству с ранее открытым месторождением Тахо. Здесь Shell Deepwater Development, Inc. обнаружила в песчаных отложениях среднего миоцена на глубине около 3500 м газовую залежь мощностью около 40 м.

Enron Oil & Gas Co. продолжила исследование ранее открытых газоконденсатных месторождений в блоках Юджин-Айленд-135 и Матагорда-Айленд-634 на шельфе штата Техас. На первом из названных месторождений обнаружены новые газовые залежи на глубинах свыше 5600 м. Через штуцер диаметром 25/64 дюйма при давлении 612 кг/см2 получены притоки газа объемом 0.35 млн м3/сут и газоконденсата – около 100 т/сут. В блоке Матагора-Айленд-634 на глубинах до 4 км открыто 5 газоконденсатных горизонтов, с одного из которых получены притоки 0.4 млн м3/сут природного газа и 20.5 т/сут газоконденсата.

Об открытии нового газоконденсатного месторождения в блоке Мейн-Пасс-261 объявила компания Snyder Oil Corp. (SOCO). Оно расположено по соседству с эксплуатируемым месторождением Ингрид, в песчаниках раннемиоценового возраста в районе с глубинами моря около 95 м. Высота залежи составляет около 9 м. При испытании скважины через штуцер диаметром 28/64 дюйма при давлении 375 кг/см2 получены притоки газа и газоконденсата: 0.72 млн м3 и 376 т в сутки.

Несколько открытий сделано в акватории Мексиканского залива компанией Burlington Resources в блоках: Хай-Айленд–38 (мощность залежи – 61 м), Саут-Тимбалье–190 (55 м), Уэст-Дельта-65, Саут-Марш-Айленд-28 (около 10 м), Юджин-Айленд-219, Вермильен-115 (11.6 м) и Вермильен-116 (18 м). Углеводородные залежи располагаются на глубинах 3400-4000 м. При опробовании скважин получены притоки 0.33-1.0 млн м3 газа и 4.1-9.7 т газоконденсата в сутки.

Значительного успеха добилась компания Chevron U.S.A. Production Co., проводившая в конце 1997 г. и в 1998 г. работы на шельфе штата Миссисипи. Здесь впервые в морских условиях получены промышленные притоки углеводородов из нижнемеловых карбонатных отложений, одного из основных продуктивных горизонтов в континентальных районах Мексиканского НГБ. Открыто 4 месторождения в районе с глубинами моря от 10 до 35 м – в блоках Мобайл-991, Вайоска-Нолл-68, Вайоска-Нолл-114 и Вайоска-Нолл-251. Начальные извлекаемые запасы всех этих месторождений оцениваются суммарно в 17 млрд м3, прогнозные ресурсы – в 30 млрд м3. Существенным фактором при освоении новых месторождений является их близость к гигантскому газовому месторождению Норфлет и другим месторождениям района Вайоска-Нолл, что способствовало быстрому вводу новых объектов в эксплуатацию.

О важном открытии в глубоководном районе шельфа объявила компания PanCanadian Petroleum. В блоке Гарден-Банкс-386, в районе с глубинами моря свыше 820 м, в 220 км от побережья штата Луизиана пробурена скважина Льяно рекордной для данной акватории глубины – 8498.5 м. Скважиной вскрыта углеводородная залежь в неогеновых песчаниках мощностью около 60 м. По геологическим характеристикам месторождение Льяно аналогично крупному нефтегазовому месторождению Оджер, расположенному в 16 км юго-западнее. Оценка запасов месторождения в 1998 г. не проводилась, однако для его разработки уже образован консорциум из четырех крупных компаний, в котором PanCanadian Petroleum принадлежит 20% капитала. Кроме того, компания участвует в двух глубоководных разведочных проектах – «Шеба» (блок Грин-Каньон-341) в 175 км от побережья и «Элвис» (блок Миссисипи-Каньон-580) в 90 км от побережья. Бурение в этих проектах предусмотрено до глубин 7000-7500 м. Всего же канадская компания ведет ГРР на 31 глубоководном блоке общей площадью свыше 700 км2 .

Forcenergy в 1998 г. открыла в водах Мексиканского залива два газоконденсатных месторождения: из скв.С-1 в блоке Хай-Айленд-551/552 получены притоки 210 млн м3 газа и 82 т газоконденсата в сутки; из скв.А-1 в блоке Уэст-Камерон-630 – 245 млн м3 газа и около 6 т газоконденсата в сутки.

Среди 26 открытий, о которых сообщила в IV квартале 1997 г. и в 1998 г. Spirit Energy 76, дочерняя компания Unocal, большинство относится к акватории Мексиканского залива. Достойны упоминания: открытие в блоке Уэст-Камерон-279 на глубине 4243 м газовой залежи высотой 24 м, почти сразу же введенной в эксплуатацию, открытие газовых месторождений Калгари (блок Хай-Айленд-169, в нижнемиоценовых песчаниках) и Канвасбакк (блок Ист-Камерон-62; глубина 1973 м, высота залежи 7 м), открытия углеводородных залежей в блоках Вермильен-67 (6 газоносных интервалов на глубинах 2590-3200 м общей мощностью 25 м), Шип-Шоал-208 (углеводородная залежь на глубине 4072 м высотой до 55 м), Ист-Брикс–158 (2 нефтегазовые залежи общей мощностью 20.7 м на глубине около 1900 м). Той же компанией в конце 1998 г. открыто газоконденсатное месторождение в блоке Уэст-Камерон-278, в песчаниках миоценового возраста на глубине 4194 м; высота залежи – около 15 м.

В июле 1998 г. Anadarko Petroleum Corp. объявила об открытии газонефтяного месторождения Танзенит в 140 км от побережья шт.Луизиана, в районе с глубинами моря около 95 м. По предварительным оценкам, начальные извлекаемые запасы нефти составляют здесь не менее 19 млн т. В блоке Вайоска-Нолл-827, в районе с глубинами моря около 770 м, примерно в 250 км юго-восточнее Нового Орлеана, Shell Deepwater Development обнаружила  на глубине 3507 м, в турбидитных песчаниках среднемиоценового возраста залежь УВ высотой около 41 м, основным флюидом в которой является газ. Новая успешная скважина пробурена в пределах морского газового месторождения Норфлет. В блоке Уэст-Камерон-170 компанией Remington Oil and Gas Corp. скважиной, пройденной до глубины 4709 м, вскрыто 8 газоносных интервалов общей мощностью 45 м.

На Техасском шельфе положительными результатами были отмечены ГРР в заливе Галвестон. Vintage Petroleum на площади Уайт-Херон-Норт в скв.Тексас-Стейт-Тракт–65, пробуренной до конечной глубины 3599 м, вскрыла два газоносных горизонта общей мощностью 30 м в песчаных отложениях, залегающих на глубинах свыше 3000 м, причем в верхнем из них присутствует также газоконденсат. Основываясь на данных испытаний, специалисты компании надеются, что скважина может при эксплуатации дать начальный приток газа примерно 0.35 млн м3/сут. Хорошие результаты получены также на площадях Уайт-Херон-Саут и Фишерс-Риф. На первой из названных площадей обнаружена газовая залежь 10-метровой мощности. Ее опробования в 1998 г. не проводилось. На Фишерс-Риф газоконденсатная залежь в песчаниках имеет высоту 15 м; при ее опробовании получены притоки 1.5 млн м3 газа и 14.7 т газоконденсата. Залежь передана в эксплуатацию. В заливе Галвестон, в блоке Стейт-Тракт-331 TransTexas Gas Corp. и Davis Petroleum Corp. продолжали разведку газоносных горизонтов, залегающих на глубинах около 4800 м. Обстоятельно обследовано месторождение Игл-Пойнт. Из скв.ST-331 получены притоки 2.1 млн м3 газа и 1.5 тыс.т конденсата в сутки, после чего начальные ресурсы блока Стейт-Тракт-331 были оценены в 18 млрд м3 .

Всего в 1998 г. в акватории Мексиканского залива 90 различных компаний пробурили 1057 скважин (в 1997 г. 97 компаний – 1253 скважины, в 1996 г. 97 – 1158). Больше всего завершенных скважин на счету Chevron Corp.: 132 (в 1997 г. эта корпорация также была лучшей – 112 скважины); далеко отстает от этой компании Shell с 44 скважинами (в 1997 г. Shell была второй со 106 скважинами).

ГРР продолжаются и в сухопутной части НГБ Мексиканского залива. На юге штата Луизиана в пределах месторождения Пекан-Айленд скважиной Гудйер-3 в миоценовых песчаниках на глубине около 4640 м обнаружена новая нефтегазовая залежь высотой 23.5 м. При испытании скважины через штуцер диаметром 18/64 дюйма получены суточные притоки 274 т нефти и 300 тыс.м3 газа (давление 528 кг/см2). DDD Energy открыла в округе Сент-Чарлз газоконденсатное месторождение с двумя залежами общей мощностью 12 м; при испытании через штуцер диаметром 25/64 дюйма (при начальном давлении 229 кг/см2) получены притоки: 0.35 млн м3 газа и 82 т газоконденсата в сутки. В центральной Луизиане Amoco значительно нарастила запасы месторождения Джадж-Дигби, расположенного в пределах газоносного района Тускалуза-Тренд. Новые залежи обнаружены на глубинах свыше 6400 м, однако пока переоценка текущих запасов (11.2 млрд м3) не проведена. Компания Kelley Oil & Gas Corporation and Williams опробовала законченную бурением в начале 1998 г. скв.Уайли-Эрс-12, вскрывшую три газоносных песчаниковых горизонта; общая мощность залежей превышает 46 м. Наиболее перспективен нижний горизонт, залегающий на глубинах свыше 2900 м. При опробовании интервала из этого горизонта через штуцер диаметром 19.5/64 дюйма получены притоки 0.28 млн м3 газа и 12 т газоконденсата в сутки. Murphy Oil Corp. открыла залежь газа 45-метровой мощности в округе Вермильен.