В потенциально нефтеносном районе присутствие нефтяных залежей выявляют по многим признакам. Наиболее эффективным инструментом является сейсмограф, который изначально предназначен для регистрации землетрясений. Его способность улавливать механические колебания пригодилась в геологоразведке. Колебания от взрывов снарядов преломляются подземными структурами, благодаря чему определяется расположение и форма подземных пластов.
Чтобы увеличить шансы на успех, необходимо анализировать местность, по косвенным признакам определяя, где же находятся углеводороды. Это направление получило развитие после появления аэрофотосъемки. В наши дни упор делается на аэромагнитную и гравиметрическую съемку — с помощью таких методов можно выявить структурные особенности почвы. Сегодня также используются и космические технологии. Научные спутники помогают определить, как формировалась почва, и где могут залегать углеводороды.
Сейсморазведка на суше осуществляется с помощью специальных передвижных платформ и сети из тысяч высокоточных датчиков. Компьютеры на основе полученных данных составляют карту, на которой отчетливо видны не только очертания, но и сведения о составе тех или иных слоев. Звуковые волны способны пронизывать землю вглубь более чем на 3 километра.
Специфика работы на шельфе заключается в том, что здесь приходится использовать пневматику. Сначала на дно опускается сеть датчиков, а затем корабль с помощью специальных звуковых пушек, высвобождающих сжатый воздух, отправляет звуковые сигналы, которые позволяют узнать, что находится под морским дном. Такие технологии применяются вместе с комплексом мер по предотвращению влияния на морскую фауну. Стоимость бурения неглубокой скважины исчисляется миллионами рублей. На шельфе Северного моря эти затраты могут достигать 1,5 млрд руб. и более. После принятия решения о том, как глубоко и где конкретно находится ловушка с нефтью бурят проверочные скважины.
При бурении поисковых скважин глубиной до семи километров на поверхность поднимают образец пласта цилиндрической формы, который затем направляется на детальный анализ в лабораторию. Сделав выводы о перспективах добычи нефти на основе структуры керна, пробу отправляют в специальное кернохранилище, где она будет оставаться, даже когда само месторождение будет выработано.
Минимум за последние 60 лет
Прежде геологоразведочные работы активно развивались, однако по итогам прошлого года эта тенденция значительно изменилась. Согласно данным аналитической компании IHS Markit, количество разведанных нефтегазовых месторождений в 2016 году достигло минимума за последние 60 лет. Причиной тому, по мнению экспертов, стал не только кризис на рынке, но и постепенный переход отрасли на нетрадиционные источники энергии, включая добычу на шельфе.
Нефтегазовые компании продолжают сокращать бюджеты на поиски новых месторождений. По данным IHS Markit, в 2016 году было открыто 174 нефтяных и газовых месторождения. Для сравнения, до 2013 года в среднем этот показатель колебался от 400 до 500 месторождений в год.
Столь резкое снижение темпов разведки, с одной стороны, объясняется кризисом на рынке, который начался осенью 2014 года вместе со стремительным падением нефтяных котировок. С другой стороны, это происходит в связи активным развитием отрасли нетрадиционных источников энергии, таких как ветер и солнце.
По данным компании Wood Mackenzie, анализирующей рынки глобального энергетического бизнеса, в 2016 году компании потратили на поиск месторождений $40 млрд, в то время как в 2014 году (до падения цен на нефть) эта статья расходов составила $100 миллиардов. Впрочем, аналитики прогнозируют небольшой рост числа разрабатываемых скважин в 2017 году — с 430 ед. в 2016 году до 500 ед.по итогам текущего года.
С момента обнаружения классических углеводородных месторождений до начала их разработки обычно проходит срок от пяти до семи лет. «Сланцевая революция» сократила этот период более чем в 10 раз. Добыча сланцевых нефти и газа может быть развернута в течение нескольких недель, а стоимость одной скважины в прибрежных районах составляет $4–10 миллионов.
Неожиданный поворот
Акционеры крупнейших американских нефтегазовых компаний ExxonMobil и Chevron под влиянием активного экологического лобби требуют от корпораций сократить капиталовложения в геологические исследования и нефтеразведку, потратив эти деньги на выплаты дивидендов и скупку собственных акций.
Защитники окружающей среды уже давно ведут кампанию по ограничению инвестиций в нефтегазовые открытия, отмечают эксперты агентства Bloomberg. В этой связи ожидается, что условия Парижского климатического соглашения скоро сделают этот сектор убыточным, потому что акционеры нефтегазовых корпораций начинают их поддерживать.
До последнего времени инвесторы не выносили климатическую тему на годовые собрания акционеров, ограничиваясь кулуарными разговорами. Однако в 2015 году ExxonMobil оказалась вовлечена в громкий скандал. Американская прокуратура обвинила корпорацию в том, что она в течение нескольких десятков лет скрывала данные о прямой зависимости глобального потепления от сжигания углеводородов.
В этой связи акционеры ExxonMobil требуют обсудить ряд предложений, так или иначе связанных с защитой окружающей среды.
В преддверии возможных кардинальных изменений
Политика повышения дивидендов за счет сокращения инвестиций в нефтеразведку, считают эксперты Chevron, неблагоразумна. По их мнению, она основана на некорректном посыле, заключающемся в том, что акционеры получат больший доход, если корпорация перестанет вкладывать капитал в развитие бизнеса. Представители ExxonMobil не дали комментариев по этому вопросу.
Если инвесторы заставят советы директоров обеих корпораций пойти по этому пути, то, по мнению экспертов, в нефтегазовой индустрии США начнутся кардинальные изменения. Начиная с нефтяного бума в западной Пенсильвании в 1860 году нефтегазовые компании постоянно вкладывали миллиарды долларов в поиск новых месторождений. Теперь их могут заставить отказаться от таких инвестиций.
Нефтяным компаниям уже приходится прорабатывать сценарии, которые предусматривают самые минимальные вложения в разведку, отмечают в Morgan Stanley. Даже если цены на нефть восстановятся, повышение расходов на исследования в сложившейся ситуации может быть относительно скромным. В ближайшем будущем проекты, в которых главный упор делается на разведку, могут оказаться нежизнеспособными.
Новые открытия в Латинской Америке
Обеспокоенность акционеров американских нефтегазовых концернов не передалась их коллегам из других стран. Боливийские власти и руководство испанского нефтегазового предприятия Repsol подписали соглашение о разведке месторождения газа в Боливии. Потенциальные запасы, по данным министерства углеводородов страны, оцениваются в 28,3 млрд куб. м газа.
Repsol будет осуществлять работы на блоке «Иньигуасу» в составе консорциума. В него войдут аргентинская Pan American Energy, нидерландско-британская Shell и боливийская YPFB Andina.
Согласно информации испанской нефтегазовой компании, минимальный объем инвестиций в освоение этого месторождения может составить $350 млн или $500 млн в зависимости от того, насколько позитивной окажется разведка. В случае успешных изыскательных работ и активного развития этого проекта финансовые вложения как минимум составят $1 миллиард. Ожидается, что разработка месторождения может начаться в конце 2019 года или начале 2020 года.
Боливия является третьей страной в Латинской Америке после Венесуэлы и Тринидада и Тобаго по запасам природного газа. По данным министерства энергетики страны, запасы составляют 311,4 млрд кубометров.
Для разведки месторождения нефти на шельфе Уругвая французский нефтегазовый концерн Total проводит бурение скважины Raya-1 на 14‑м блоке уругвайской морской платформы. Во французском концерне заявляли, что надеются обнаружить в здешних водах гигантское нефтяное месторождение, при этом есть понимание того, что это очень рискованный проект. Блок номер 14 площадью 7 тыс. кв. км расположен в 250 км от побережья южноамериканской страны. Скважина Raya-1 должна будет доказать наличие на шельфе Уругвая 1 млрд барр. нефти. Но даже в случае неудачи при разведке месторождения Total может получить еще 17 блоков для исследования.
Однако, если открытие состоится, оно станет сигналом к настоящему буму нефтеразведки в Уругвае. Сейчас эта страна импортирует весь объем потребляемых нефти и газа, а местный бензин — один из самых дорогих в мире — $1,36 за литр.
Помимо Total в исследования на восьми шельфовых блоках в Уругвае вложились международная компания Tullow Oil, а также британские BG Group и BP. Суммарно все они уже инвестировали в геологоразведочные работы в регионе более $1 миллиарда.
Эйфория в Северной Африке
Британская нефтегазовая компания BP сообщила, что ее подразделение BP Egypt открыло в Египте новое газовое месторождение на участке Nooros в районе восточной дельты Нила. Разведочная скважина Baltim SW-1 достигла глубины в 3,7 тыс. м, где и были обнаружены запасы газа. В компании отметили, что о запасах ресурса говорить еще рано — для раскрытия потенциала месторождения необходимо провести дополнительную оценку. Но пока специалисты довольны результатами работы скважины. Это третье открытие на участке Nooros.
Египет обладает третьими в Африке запасами газа. Однако с 2010 года страна перестала быть нетто-экспортером топлива. Собственного газа перестало хватать для обеспечения ее внутренних потребностей.
В последнее время мировые добывающие компании активизировали геологоразведочную деятельность в Египте. Это принесло свои плоды, и в 2015 году итальянская компания Eni открыла на египетском шельфе в Средиземном море супергигантское месторождение Zohr («Зухр» — «Цветок») с запасами 850 млрд куб. м газа. В эйфории от этой новости власти североафриканской страны заявили, что вскоре Египет может приостановить импорт газа на три-пять лет.
Где будет находиться энергетический центр восточного Средиземноморья?
Кипрское правительство планирует заключить контракты с мировыми нефтегазовыми компаниями на исследования и разведку на шельфе острова блоков №№ 6, 8 и 10. Министерство энергетики надеется, что нефтегазовые компании смогут повторить успех итальянской Eni, обнаружившей в египетских территориальных водах гигантское газовое месторождение «Зухр».
У кипрских властей есть все основания надеяться на это, так как «Зухр» расположен всего лишь в шести километрах от морской границы Кипра. Остров еще в 2007 году поставил себе целью стать энергетическим центром восточного Средиземноморья.
В том же году был проведен первый тендер на исследования и добычу газа у берегов Кипра, второй прошел в 2012 году. За это время было заключено пять соглашений о разделе продукции, включая контракт с американской Noble Energy. Именно эта компания обнаружила пока что самое крупное газовое месторождение Кипра — «Афродиту».
Однако, по мнению экспертов, это всего лишь мелочь по сравнению с тем, что сулят Кипру недра восточного Средиземноморья. Нефтегазовые исследователи склонны предполагать, что территория, которую занимают Греция, Турция, Сирия, Ливан, Израиль и Египет, может оказаться гигантским тайником, заполненным нефтяными и газовыми залежами.
Эта теория объясняет неожиданные открытия израильского «Левиафана» и египетского «Зухра». Однако речь здесь может идти и об огромных месторождениях нефти. По данным геологов, она активно просачивается через подводные грязевые вулканы на севере Средиземного моря.
Еще в 2010 году американская Геологическая служба предварительно оценивала запасы области, известной как Бассейн Леванта (простирается от Египта на юге до Турции на севере), в 3,45 трлн куб. м газа и в 1,7 млрд барр. нефти. Однако сейчас геологи считают, что потенциал региона значительно выше — 6,42 трлн куб. м газа и 3,8 млрд барр. нефти.
Концессионное соглашение Черногории
Концессионное соглашение о разведке и добыче углеводородов на четырех шельфовых блоках у берегов Черногории в конце прошлого года подписали с правительством этой страны дочерние предприятия «НОВАТЭКа» и Eni. На долю каждой из компаний в концессии придется по 50%. Оператором проекта станет итальянский концерн.
Срок заключенного договора — 30 лет. Первый этап разработки блоков рассчитан на четыре года. Он предполагает проведение 3D-сейсморазведки, полного комплекса геофизических и геологических исследований, а также бурение двух разведочных скважин. Речь идет о разведке и освоении блоков 4118–4, 4118–5, 4118–9 и 4118–10 в территориальных водах Черногории в Адриатическом море. Общая площадь исследуемого участка 1,2 тыс. кв. километров.
Благодаря развитию добычи нефти и газа на шельфе власти Черногории планируют создать собственный стратегический фонд нефти и газа, что позволит государству поднять экономику.
Первую концессию для добычи нефти Черногория сформировала в 1914 году. Однако за прошедший век так и не добилась результатов в нефтедобыче.
Statoil осваивает новые северные месторождения
Норвежский нефтегазовый концерн Statoil завершил бурение девяти разведочных скважин на шельфе канадского полуострова Ньюфаундленд. Буровые работы у берегов Канады осуществлялись в рамках программы по разведке нефтяных месторождений и продолжались 19 месяцев. Бурение проводилось с целью усиления коммерческой привлекательности участка в бухте du Nord. Данные, полученные в ходе исследования разведочных скважин, дали компании более глубокое понимание нефтегазового потенциала бассейна, подтвердив перспективу развития проекта на участке в этой бухте. Программа разведочного бурения имеет ключевое значение в оценке проекта, на основе которой Statoil примет решение о дальнейшей разработке месторождений фламандского бассейна.
Концерн Statoil договорился с британской компанией Tullow Oil о приобретении долевого участия в четырех лицензиях на бурение нефтяных скважин у побережья Норвегии, в том числе 20% акций в новом месторождении Wisting в Баренцевом море.
В результате сделки Statoil увеличит свою долю в арктическом месторождении Wisting до 35% акций, нефтяные запасы которого оцениваются в 241 млн барр. нефтяного эквивалента. Компания также нарастит свою долю в лицензии в другой области района Hoop (там же расположено месторождение Wisting) с 35% до 55%. Также до 40% будет увеличена доля в другой лицензии на разработку месторождения в южной части Баренцева моря и повышена доля в лицензии в Норвежском море.
В 2017 году Statoil собирается начать масштабную геологоразведочную кампанию в Баренцевом море, чтобы нарастить показатель нефтедобычи и поддержать производство на норвежском континентальном шельфе, которое стало падать в последние годы.
От Каспия до Чёрного моря
Малайзийская Petronas проведет разведочное бурение в азербайджанском секторе Каспия на перспективной структуре «Гошадаш», которая расположена в северно-западной части Абшеронского архипелага в 15 км от берега и в 70 км от Баку, об этом сообщили в азербайджанской государственной компании SOCAR.
Глубины на структуре «Гошадаш» относительно небольшие от 10 до 50 метров. В перспективе, если предварительные работы дадут положительный результат, дальнейшие исследования могут быть расширены, однако пока проводятся общие работы, включая сейсмические исследования.
Турецкий нефтяной концерн Turkish Petroleum намерен продолжать разведку нефтяных месторождений в Черном море. На сейсмические исследования компания потратила $400 млн, на бурение скважин — $2 миллиарда. В 2015 году Турция в сотрудничестве с нефтяной корпораций Shell запустила работы по бурению в Черном море. На данный момент уже пробурено семь скважин, и везде обнаружены запасы нефти и газа.
Кроме того, поиск углеводородов продолжится и на сухопутной территории страны, но уже при поддержке американской нефтесервисной компании Halliburton. По данным министерства энергетики и природных ресурсов Турции, в общей сложности на разведку нефти и газа потрачено $1,1 миллиарда. Обнаруженные запасы нефти в Черном море пока не соответствуют ожиданиям турецкого концерна, и Турция продолжит поиск залежей углеводородов.
Чем дело кончится?
Никто не знает и не может знать, сколько нефти находится в недрах Земли и сколько ее можно будет добыть в будущем, отмечают эксперты ВР. Объем извлекаемых запасов увеличивается, равно как растет и добыча, что стало возможным во многом благодаря новым технологиям. Теперь при добыче углеводородов, особенно сланцев, используют огромное количество энергии, чтобы получить ее применяют химические вещества, которые потенциально способны затронуть экологию за счет попадания в почву и грунтовые воды ядовитых веществ.
Для некоторых стран разработка сланцев, например для США, позволяет достичь энергетической независимости. Однако далеко не для всех — в Китае такая независимость невозможна. Запасов нефти в странах АТР хватит примерно на 14 лет, при условии, что сохранятся текущие темпы добычи и потребления. Таким образом, Китаю придется еще больше импортировать нефти.
Сегодняшние темпы нефтедобычи, если они сохранятся, дадут возможность человечеству пользоваться этим видом топлива еще примерно 53,3 года, полагают эксперты BP. Согласно этим прогнозам, через 50 лет бензина не будет, поскольку появится альтернативное топливо.