Вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ»: Мы продолжаем работать на Каспии, хотя закон ФЗ-58 в случае открытия не гарантирует получения лицензии на добычу
- В настоящий момент основные объемы геологоразведочных работ на нефть и газ компании «ЛУКОЙЛ» в пределах России сконцентрированы в Западной Сибири, Пермском крае и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, - сказал вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ», начальник Главного управления по геологоразведке Илья Мандрик в интервью, полную англоязычную версию которого можно прочитать в одном из ближайших номеров журнала «Oil of Russia». - По состоянию на 1 января 2010 года у «ЛУКОЙЛа» на территории России – 413 лицензий, в том числе: с правом геологического изучения – 20, разведки и добычи – 337, 56 так называемых сквозных с правом геологического изучения разведки и добычи. Кроме того, 25 проектов компания осуществляет за рубежом: в Казахстане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Венесуэле, Колумбии, Египте, Гане и Кот-д"Ивуаре, более половины которых являются поисковыми проектами, где мы ведем геологоразведочные работы и в перспективе планируем развивать нефте- и газодобычу.
Q: Расскажите об обеспеченности Компании запасами. Насколько интенсивно «ЛУКОЙЛ» восполняет добычу благодаря открытию новых запасов?
A: Говоря об обеспеченности запасами (соотношении запасов к годовой добыче), отмечу, что существуют разные классификации подсчета запасов – российская и международная. Если брать российскую классификацию (в основе которой калькуляция технологически извлекаемых запасов, однако не в полной мере учитывается реальная, текущая экономика), то обеспеченность запасами превышает 30 лет. Если же брать обеспеченность доказанными запасами (в соответствии с международной классификацией), иными словами, рентабельно извлекаемыми запасами с учетом и технологических возможностей и экономических показателей, соответствующих нашим критериям эффективности, то обеспеченность составляет около 19 лет.
Сравнивая «ЛУКОЙЛ» с другими компаниями по этим показателям, нельзя не отметить, что компания занимает одни из самых ведущих позиций. В России по отечественной классификации (ABC1) – мы занимаем вторую строчку после «Роснефти», которая в последние годы, благодаря приобретению активов «ЮКОСа», значительно улучшила свою ресурсную базу. Из мировых majors по доказанным углеводородам мы уступаем лишь ExxonMobil с ее 23 млрд. баррелей н.э. Наши доказанные запасы – 17 млрд. баррелей н.э. К слову, по доказанным запасам углеводородов «Роснефть» нам уступает (15,1 млрд.).
В 1996 году «ЛУКОЙЛ» впервые оценил свои запасы по международным стандартам, и был первой российской компанией, осуществившей подобный аудит. В настоящий момент все игроки российского рынка оценивают запасы по международным стандартам. Отличие «ЛУКОЙЛа» в том, что мы осуществляем геолого-экономическую оценку своими силами, и получаем только заключение аудитора.
Q: Какие регионы сегодня становятся ключевыми направлениями геологоразведки «ЛУКОЙЛа»?
A: Основная тенденция на сегодня – это, безусловно, ориентир на глубоководные шельфы морей. Структура запасов уже открытых месторождений ежегодно ухудшается. Новые же открытия на суше, за редким исключением, не являются крупными – как правило, они мелкие и средние. Крупные открытия сегодня относятся именно к шельфовым проектам, с глубинами моря в 1,5-2 тыс. метров.
Объективно более привлекательно смотрятся южные акватории, как более приемлемые климатические зоны – Африка, Америка и российские южные моря, особенно Каспий, где «ЛУКОЙЛ» за 10 лет работ, что называется, «с нуля» выполнил и региональные работы, подготовил объекты и открыл целый ряд месторождений с суммарными запасами более 1 млрд. тонн углеводородов. Это позволило значительно повысить показатели эффективности геологоразведочных работ в Компании, которые не только кратно выше, чем в других регионах деятельности Компании, но и в целом по стране, в сравнении с другими компаниями.
Q: Какова в среднем эффективность разведочного бурения в целом по Группе «ЛУКОЙЛ»?
A: Приведу конкретные цифры. Технологическая эффективность в целом по компании по годам, начиная с 2004 года, колеблется на уровне от 970 до 1612 тонн на метр поисково-разведочного бурения. Это очень высокие показатели, превышающие в 2-3 раза средние цифры по России за этот же период. Данное достижение во многом базируется на крупных открытиях, в первую очередь, на каспийском шельфе. Однако Каспий - не единственный пример, другие регионы также внесли свою значительную лепту в достижение высоких результатов.
До 2001 года геологоразведка в основном проводилась за счет ставок налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), которые были привязаны к регионам нефтегазодобычи. К примеру, формировалась ставка в Западной Сибири, соответственно именно там можно было ее и потратить. Эффективность работ там ниже, чем на том же Каспии. На сегодня же с отменой ставок ВМСБ мы можем большую часть выделяемых на ГРР средств направлять в приоритетные для нас регионы, выбирая наиболее эффективные направления.
Q: Как Вы оцениваете для Компании перспективы геологоразведки на российском шельфе?
A: Долгосрочные перспективы работы на российском шельфе в связи с принятым законом ФЗ-58 пока относительно неопределенны. В законе введено понятие «участки недр федерального значения». Под эту категорию подпадают все участки на море, а также на суше, если открытие по запасам превышает 70 млн. тонн и выше по нефти и 50 млрд. м3 по газу. В случае открытия месторождения на участке шельфа или вышеуказанного масштаба на суше, то по закону оно попадает в список месторождений федерального значения, и здесь вступают в силу определенные ограничения.
Самое неблагоприятное для частной компании, цель которой – подготовить сырьевую базу на перспективу добычи, а не заработать на этом быстрые деньги, это – изъятие участка и выставление его на аукцион или конкурс, проводимый между компаниями, доля государства в капитале которых превышает 50%. По существу это несколько компаний в число которых «ЛУКОЙЛ» не входит. По закону новые участки федерального значения теоретически нам доступны и через вхождение в совместные предприятия. Однако необходимо, чтобы вторая сторона, т.е. недропользователь имеющий соответствующую лицензию, была заинтересована в создании такого предприятия. Некоторые подобные предложения нам поступали, например, по совместным работам на Черном море, однако условия вхождения в проекты были явно неприемлемы. По существу, эти условия заключались в том, что нам предлагалось взять на себя все риски по геологоразведке, а получить в итоге долю в проекте несоизмеримо меньшую, поэтому на таких условиях мы не можем работать.
Из сложившейся ситуации нам видятся два выхода. Первый – позитивные перемены в законодательстве, и в этом плане есть определенные надежды. На высшем уровне в стране существует понимание, что не в интересах государства ограничивать количество компаний, которые хотят и могут не просто вкладывать деньги в геологоразведку, а и впоследствии в кратчайшие сроки еще и осваивать открытые новые месторождения. Быстро вовлекая их в разработку, недропользователь будет раньше приносить государству налоги и обеспечивать новые рабочие места. Если же соответствующего изменения законодательства не будет, то остается второй вариант – ориентир на новые эффективные зарубежные проекты.
В целом, на сегодня наши результаты по ГРР более чем неплохие, и на ближайшие пять лет мы обеспечены лицензионными участками, нам гарантированы и необходимые объемы работ и эффективность в плане прироста запасов. Следующая пятилетка требует новых проектов, поиском которых мы энергично занимаемся сегодня – ведем непрерывное изучение новых регионов и участков, участвуем постоянно в аукционных конкурсах. При этом, то, что попадает под категорию участков федерального значения, нам все еще не доступно, поэтому мы стараемся приобретать пусть небольшие но эффективные участки для проведения поисково-разведочных и разведочных работ за пределами участков недр федерального значения.
Q: Таким образом, Каспий для компании стал счастливым исключением из правил, поскольку работы в его акватории были начаты до вступления в силу ФЗ-58?
A: Можно сказать и так. В свое время российский сектор Каспийского моря считался малоперспективным. Более оптимистичными были оценки по азербайджанскому, казахскому и туркменскому секторам. Кроме того, существовали дополнительные экологические ограничения в российском секторе связанные, в частности, с рыбной отраслью, которые осложняли проведение работ на севере Каспия в условиях мелководья. Геологами «ЛУКОЙЛа» был проведен большой объем работ по аналитическому и научному обобщению перспектив нефтегазоносности, были выполнены количественные оценки. После многократных обсуждений было принято решение, что Компания пойдет на Каспий. Затем появились конкуренты, в частности ЮКОС, однако, в итоге победил «ЛУКОЙЛ», получивший лицензию на поисково-разведочные работы, а впоследствии нам удалось на практике подтвердить собственные высокие оценки перспектив Российского сектора Каспия.
Сегодня мы продолжаем работать на Каспии, хотя закон ФЗ-58 в случае открытия не гарантирует получения лицензии на добычу. К примеру, на сегодняшний день нами вместе с «Роснефтью» и «Газпромом» на Каспии открыты новые месторождения - Западное Ракушечное, Центральное (на них, по предварительным оценкам, приходится около 200 млн. тонн углеводородов, в т.ч. 95 млн. тонн – нефти, после дополнительного изучения эти цифры, будут уточняться). Другое открытие – месторождение Новое на Азовском море (СП с Роснефтью) открыто в декабре 2008 года, однако до сегодняшнего дня лицензии на добычу ни по одному из вышеуказанных открытых месторождений мы пока не получили, все еще идут процедуры согласования.
В случае новых открытий на Каспии на лицензионных участках, 100% принадлежащих «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (дочернего предприятия «ЛУКОЙЛа») у нас также нет гарантий, что будет получена лицензия на добычу. Поэтому на сегодня одна из основных задач, как нашей службы, так и в целом Компании - содействие по внесению соответствующих изменений в законодательство, позволяющих гарантировать право получения лицензии на добычу в случае открытия в результате проведения ГРР за счет собственных средств.
Собственно мы и сегодня, несмотря на риски, связанные с получением лицензий, продолжаем исследования Каспия. Рассчитываем на здравый смысл, полагая, что на участки, вовлеченные в работу до принятия закона ФЗ-58, новые правила не должны распространяться - как известно, «закон обратной силы не имеет». Таким образом, надеемся получить лицензии на добычу на данных участках. В общей сложности, по нашим оценкам, порядка 600 млн. тонн перспективных ресурсов приходится на эти подготовленные объекты.
При этом по предварительным прогнозам, мы имеем все возможности в ближайшие 5 лет более чем на 100% восполнять объемы запасов углеводородов. К слову, по газу о компенсации вообще не приходится говорить, поскольку основные запасы находятся на начальной стадии выработки. По нефти - до 2015 года около 90% необходимых объемов компенсации добычи мы планируем получить на старых лицензиях, остальное должно быть получено на новых подготовленных и приобретенных участках. Как я уже говорил, многое будет зависеть от законодательства, если произойдут положительные перемены - будем активно вести поиски и разведку углеводородов в России, если нет - будем больше двигаться в сторону зарубежных проектов, и в первую очередь на континентальные шельфы морей.
Q: Расскажите, пожалуйста, о ближайших планах «ЛУКОЙЛа» в секторе зарубежной геологоразведки.
A: Зарубежное направление в Компании сегодня активно развивается, хотя перспективных новых участков за рубежом также не так много, гораздо больше там и конкурентов. Однако «ЛУКОЙЛ» довольно уверенно укрепляет свои позиции в зарубежном блоке upstream.
Если говорить о наиболее интересных на сегодня новых проектах - это в первую очередь африканский глубоководный шельф. «ЛУКОЙЛ» приобрел в проектах в Гане и Кот-д"Ивуаре доли, и работает здесь совместно с компанией Vanco.
Мы вошли в проекты на стадии, когда еще не было осуществлено разведочное бурение, но уже были понесены участниками определенные затраты на сейсмику. После вхождения в проекты Компания существенно увеличила темпы сейсморазведки, придерживаясь той же тактики, что и на Каспии, то есть сначала покрыть весь лицензионный участок сейсмикой, затем выбрать наиболее перспективные участки, и там сосредоточить свои основные усилия. В противном случае, учитывая ограниченный лицензионный период, наиболее интересные территории можно так и не успеть изучить. Примерно три периода по два года, за которые необходимо изучить тысячи квадратных километров – по срокам проведения работ здесь условия еще жестче, чем на Каспии. В кратчайшие сроки мы успешно провели сейсмику и пробурили уже две скважины. С первой же скважиной получили открытие месторождения на побережье Ганы. Довольно интересное месторождение, разумеется, его еще предстоит доизучить, но по предварительным оценкам, это рентабельное месторождение, с запасами порядка более 50 млн. т у.т. В Кот-д"Ивуаре, к сожалению, по результатам бурения первой скважины открытия промышленных запасов пока не получено, но нефть из отдельных интервалов мы получили, что позволяет нам сейчас, обобщив информацию по испытанию скважины, и интерпретации сейсмики – более уверенно подготовить следующий объект поискового бурения. Сейчас мы продолжаем изучать возможности работы на шельфе и суше Сьерра-Леоне, Гамбии, Уганды и многих других стран африканского континента.
В числе наиболее интересных зарубежных проектов на суше – Западная Курна-2 в Ираке. Это - уже открытое гигантское месторождение, однако и в плане доразведки все еще представляет интерес по причине недоизученности ряда перспективных объектов. В следующем году здесь будет пробурено две разведочные скважины, а в 2012 – еще одна, что позволит доизучить как уже подготовленные к разработке объекты, так и выявить новые. В рамках Западной Курны-2 мы рассчитываем получить хороший прирост запасов.
Следует также отметить, что в июле 2010 года «ЛУКОЙЛ» и Vanco выиграли тендер на разведку и разработку двух блоков на глубоководном шельфе Черного моря в румынской акватории. По окончанию завершения всех юридических процедур будут сформированы и утверждены конкретные программы поисково-разведочных работ. Перспективы открытия новых месторождений преимущественно газовых на этих блоках достаточно высоки.
Разумеется, мы не будем останавливаться только на нынешних проектах. «ЛУКОЙЛ» ежегодно добывает около 100 млн. тонн углеводородов. С обеспеченностью запасами газа, как я уже упоминал, все обстоит достаточно хорошо - при сегодняшних объемах его добычи, эта обеспеченность превышает 100 лет. А вот по нефти ситуация похуже, ежегодные объемы добычи нефти диктуют необходимость введения в разведку все новых перспективных участков.
Q: Каково, на Ваш взгляд, значение инновационных технологий в области геологоразведки?
A: В настоящее время последовательное усложнение геологических задач, потребовало перехода в процессе поиска и разведки месторождений к более сложным, в том числе наукоемким и инновационным технологиям. Без такого перехода невозможно обеспечить необходимую геологическую и экономическую эффективность геологоразведочных работ и стабильное наращивание ресурсной базы нефтедобывающих компаний. И этому вопросу геологическая служба ОАО «ЛУКОЙЛ» придает первостепенное значение.
Основным геофизическим методом на этапе поиска и разведки была и остается сейсморазведка в модификациях 2Д (двумерная) и 3Д (трехмерная). При этом, если раньше переход с технологии 2Д на 3Д в вопросе поиска структур и разведки месторождений воистину явился «революционным» шагом, то в настоящее время, «стандартных» или «традиционных» методик 3Д уже недостаточно. Современные инновации в области технологии 3Д, в том числе активно используемые предприятиями Группы «ЛУКОЙЛ» заключаются как в усложнении собственно полевых методик и систем наблюдений, так и в развитии возможностей специализированной обработки получаемых сейсмических данных.
Инновационными мерами в полевой методике сейсмических работ 3Д являются переход на «широкоазимутальные» или «полноазимутальные» системы наблюдений, обеспечивающие равномерное изучение среды по всем азимутам удалений, и переход на использование при регистрации сейсмических данных трехкомпонентных регистраторов (многоволновая сейсморазведка).
Указанные инновационные решения в области полевых наблюдений, в сочетании с применением специализированных программных средств обработки и интерпретации данных, позволяют:
• более точно определять рельеф изучаемых поверхностей осадочного разреза при более надежном выделении и картировании тектонических нарушений и «разрывных зон»;
• осуществлять прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств (технологии инверсионных преобразований, AVO/AVA-анализ);
• осуществлять прогнозирование зон повышенной трещиноватости коллекторов (технологии азимутальной анизотропии и миграции дуплексных волн);
• осуществлять прогнозирование нефтенасыщенности на основе 3-х компонентных сейсмических данных;
• осуществлять прогнозирование нефтенасыщенности на основе частотно-зависимой обработки сейсмических данных и специализированной обработки по технологии ЛИТОСКАН.
Из несейсмических методов прогнозирования нефтенасыщенности разреза, предприятиями Группы «ЛУКОЙЛ» широко применяются электроразведка ДНМЭ (дифференциально-нормированный метод электроразведки), технология ГЕОВИЗОР (специализированная совместная обработка сейсмических и электроразведочных данных), технология дисперсионного анализа высокочастотных компонент гравиметрических данных.
В части скважинных исследований, на поисковом и разведочном этапах ОАО «ЛУКОЙЛ» активно использует такие инновационные методы и разработки, как:
метод регистрации волны Стоунли на низких частотах, позволяющий выявить проницаемые и трещиноватые зоны;
• гидродинамический каротаж и опробователь пластов на кабеле (с прокачкой флюида из промытой зоны пласта и анализатором состава флюида прокачиваемой жидкости), обеспечивающие «прямыми» сведениями о характере насыщенности коллекторов;
• скважинные микросканеры (электрический и акустический), предоставляющие информацию об углах напластования, текстуре пород (слоистости) и структуре (кавернозность, трещиноватость) сложнопостроенных карбонатных отложений;
• ядерно-магнитный каротаж в сильном искусственном поле для выявления коллекторов, оценки характера насыщенности по результатам специальной регистрации на различных временах поверхностной релаксации.
Апробированная технология незамедлительной доставки и анализов отобранного в процессе бурения керна в лаборатории позволяет еще до завершения строительства скважины получить минимально необходимые для планирования испытаний данные о фильтрационно-емкостных свойствах разреза. Фотографирование керна в УФ свете предоставляет возможность с достаточно высокой степенью надежности выделить нефтенасыщенные коллектора, что особенно актуально в карбонатных разрезах.
Безусловно, эффективность указанных инновационных технологий, применяемых ОАО «ЛУКОЙЛ», различна в разных регионах и во многом определяется спецификой геологических условий изучаемых площадей и объектов. И главной задачей геологической службы ОАО «ЛУКОЙЛ» является выбор оптимальных для геологических условий разных регионов комплексов геолого-геофизических исследований, реально позволяющих повысить геологическую эффективность геологоразведочных работ.
Q: Что предпринимает Компания для обеспечения экологической безопасности при осуществлении морских геологоразведочных работ?
A: Приведу пример Каспия. Это – район с повышенными экологическими требованиями, в особенности, в российском секторе, и здесь с самого начала как и на Балтике был нами был применен принцип так называемого «нулевого сброса» при проведении работ. Весь извлекаемый при бурении шлам и глинистый раствор проходят отчистку и вывозятся для утилизации на берег. Внедряемая система экологической безопасности – это комплекс мероприятий, включающий в себя подсистему управления отходами, подсистему управления ликвидации аварий, подсистему ликвидации и предупреждения аварий и подсистему компенсационных мероприятий (в частности «ЛУКОЙЛ» финансирует восполнение осетровых), и плюс производственно-экологический мониторинг – через спутники ведется постоянное наблюдение, как на Балтике, так и на Каспии. Работают системы ликвидации аварий, создан специальный центр в Астрахани, где в условиях, максимально приближенным к реальности сотрудники отрабатывают навыки работы в нештатных ситуациях.
В последнее время много говорят об аварийной скважине в Мексиканском заливе, где использовалось только одно глубоководное противовыбросовое оборудование, управляемое подводным манипулятором. Наверху произошел пожар, и автоматическое противовыбросовое оборудование не сработало. При аварии на поверхности управлять гидравлическим подводным манипулятором сложно.
В целом же на платформе в Мексиканском заливе был задействован второй уровень безопасности. Наши платформы в Каспийском море соответствуют третьему уровню безопасности. На объектах «ЛУКОЙЛа» противовыбросовое оборудование имеет как гидравлическое, так и ручное управление.
Наша компания в полной мере осознает свою ответственность перед обществом по сохранению окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов, и намерена и в будущем придерживаться самых высоких стандартов в сфере экологической безопасности, в том числе и при ведении геологоразведочных работ.
Q: Расскажите об обеспеченности Компании запасами. Насколько интенсивно «ЛУКОЙЛ» восполняет добычу благодаря открытию новых запасов?
A: Говоря об обеспеченности запасами (соотношении запасов к годовой добыче), отмечу, что существуют разные классификации подсчета запасов – российская и международная. Если брать российскую классификацию (в основе которой калькуляция технологически извлекаемых запасов, однако не в полной мере учитывается реальная, текущая экономика), то обеспеченность запасами превышает 30 лет. Если же брать обеспеченность доказанными запасами (в соответствии с международной классификацией), иными словами, рентабельно извлекаемыми запасами с учетом и технологических возможностей и экономических показателей, соответствующих нашим критериям эффективности, то обеспеченность составляет около 19 лет.
Сравнивая «ЛУКОЙЛ» с другими компаниями по этим показателям, нельзя не отметить, что компания занимает одни из самых ведущих позиций. В России по отечественной классификации (ABC1) – мы занимаем вторую строчку после «Роснефти», которая в последние годы, благодаря приобретению активов «ЮКОСа», значительно улучшила свою ресурсную базу. Из мировых majors по доказанным углеводородам мы уступаем лишь ExxonMobil с ее 23 млрд. баррелей н.э. Наши доказанные запасы – 17 млрд. баррелей н.э. К слову, по доказанным запасам углеводородов «Роснефть» нам уступает (15,1 млрд.).
В 1996 году «ЛУКОЙЛ» впервые оценил свои запасы по международным стандартам, и был первой российской компанией, осуществившей подобный аудит. В настоящий момент все игроки российского рынка оценивают запасы по международным стандартам. Отличие «ЛУКОЙЛа» в том, что мы осуществляем геолого-экономическую оценку своими силами, и получаем только заключение аудитора.
Q: Какие регионы сегодня становятся ключевыми направлениями геологоразведки «ЛУКОЙЛа»?
A: Основная тенденция на сегодня – это, безусловно, ориентир на глубоководные шельфы морей. Структура запасов уже открытых месторождений ежегодно ухудшается. Новые же открытия на суше, за редким исключением, не являются крупными – как правило, они мелкие и средние. Крупные открытия сегодня относятся именно к шельфовым проектам, с глубинами моря в 1,5-2 тыс. метров.
Объективно более привлекательно смотрятся южные акватории, как более приемлемые климатические зоны – Африка, Америка и российские южные моря, особенно Каспий, где «ЛУКОЙЛ» за 10 лет работ, что называется, «с нуля» выполнил и региональные работы, подготовил объекты и открыл целый ряд месторождений с суммарными запасами более 1 млрд. тонн углеводородов. Это позволило значительно повысить показатели эффективности геологоразведочных работ в Компании, которые не только кратно выше, чем в других регионах деятельности Компании, но и в целом по стране, в сравнении с другими компаниями.
Q: Какова в среднем эффективность разведочного бурения в целом по Группе «ЛУКОЙЛ»?
A: Приведу конкретные цифры. Технологическая эффективность в целом по компании по годам, начиная с 2004 года, колеблется на уровне от 970 до 1612 тонн на метр поисково-разведочного бурения. Это очень высокие показатели, превышающие в 2-3 раза средние цифры по России за этот же период. Данное достижение во многом базируется на крупных открытиях, в первую очередь, на каспийском шельфе. Однако Каспий - не единственный пример, другие регионы также внесли свою значительную лепту в достижение высоких результатов.
До 2001 года геологоразведка в основном проводилась за счет ставок налога на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), которые были привязаны к регионам нефтегазодобычи. К примеру, формировалась ставка в Западной Сибири, соответственно именно там можно было ее и потратить. Эффективность работ там ниже, чем на том же Каспии. На сегодня же с отменой ставок ВМСБ мы можем большую часть выделяемых на ГРР средств направлять в приоритетные для нас регионы, выбирая наиболее эффективные направления.
Q: Как Вы оцениваете для Компании перспективы геологоразведки на российском шельфе?
A: Долгосрочные перспективы работы на российском шельфе в связи с принятым законом ФЗ-58 пока относительно неопределенны. В законе введено понятие «участки недр федерального значения». Под эту категорию подпадают все участки на море, а также на суше, если открытие по запасам превышает 70 млн. тонн и выше по нефти и 50 млрд. м3 по газу. В случае открытия месторождения на участке шельфа или вышеуказанного масштаба на суше, то по закону оно попадает в список месторождений федерального значения, и здесь вступают в силу определенные ограничения.
Самое неблагоприятное для частной компании, цель которой – подготовить сырьевую базу на перспективу добычи, а не заработать на этом быстрые деньги, это – изъятие участка и выставление его на аукцион или конкурс, проводимый между компаниями, доля государства в капитале которых превышает 50%. По существу это несколько компаний в число которых «ЛУКОЙЛ» не входит. По закону новые участки федерального значения теоретически нам доступны и через вхождение в совместные предприятия. Однако необходимо, чтобы вторая сторона, т.е. недропользователь имеющий соответствующую лицензию, была заинтересована в создании такого предприятия. Некоторые подобные предложения нам поступали, например, по совместным работам на Черном море, однако условия вхождения в проекты были явно неприемлемы. По существу, эти условия заключались в том, что нам предлагалось взять на себя все риски по геологоразведке, а получить в итоге долю в проекте несоизмеримо меньшую, поэтому на таких условиях мы не можем работать.
Из сложившейся ситуации нам видятся два выхода. Первый – позитивные перемены в законодательстве, и в этом плане есть определенные надежды. На высшем уровне в стране существует понимание, что не в интересах государства ограничивать количество компаний, которые хотят и могут не просто вкладывать деньги в геологоразведку, а и впоследствии в кратчайшие сроки еще и осваивать открытые новые месторождения. Быстро вовлекая их в разработку, недропользователь будет раньше приносить государству налоги и обеспечивать новые рабочие места. Если же соответствующего изменения законодательства не будет, то остается второй вариант – ориентир на новые эффективные зарубежные проекты.
В целом, на сегодня наши результаты по ГРР более чем неплохие, и на ближайшие пять лет мы обеспечены лицензионными участками, нам гарантированы и необходимые объемы работ и эффективность в плане прироста запасов. Следующая пятилетка требует новых проектов, поиском которых мы энергично занимаемся сегодня – ведем непрерывное изучение новых регионов и участков, участвуем постоянно в аукционных конкурсах. При этом, то, что попадает под категорию участков федерального значения, нам все еще не доступно, поэтому мы стараемся приобретать пусть небольшие но эффективные участки для проведения поисково-разведочных и разведочных работ за пределами участков недр федерального значения.
Q: Таким образом, Каспий для компании стал счастливым исключением из правил, поскольку работы в его акватории были начаты до вступления в силу ФЗ-58?
A: Можно сказать и так. В свое время российский сектор Каспийского моря считался малоперспективным. Более оптимистичными были оценки по азербайджанскому, казахскому и туркменскому секторам. Кроме того, существовали дополнительные экологические ограничения в российском секторе связанные, в частности, с рыбной отраслью, которые осложняли проведение работ на севере Каспия в условиях мелководья. Геологами «ЛУКОЙЛа» был проведен большой объем работ по аналитическому и научному обобщению перспектив нефтегазоносности, были выполнены количественные оценки. После многократных обсуждений было принято решение, что Компания пойдет на Каспий. Затем появились конкуренты, в частности ЮКОС, однако, в итоге победил «ЛУКОЙЛ», получивший лицензию на поисково-разведочные работы, а впоследствии нам удалось на практике подтвердить собственные высокие оценки перспектив Российского сектора Каспия.
Сегодня мы продолжаем работать на Каспии, хотя закон ФЗ-58 в случае открытия не гарантирует получения лицензии на добычу. К примеру, на сегодняшний день нами вместе с «Роснефтью» и «Газпромом» на Каспии открыты новые месторождения - Западное Ракушечное, Центральное (на них, по предварительным оценкам, приходится около 200 млн. тонн углеводородов, в т.ч. 95 млн. тонн – нефти, после дополнительного изучения эти цифры, будут уточняться). Другое открытие – месторождение Новое на Азовском море (СП с Роснефтью) открыто в декабре 2008 года, однако до сегодняшнего дня лицензии на добычу ни по одному из вышеуказанных открытых месторождений мы пока не получили, все еще идут процедуры согласования.
В случае новых открытий на Каспии на лицензионных участках, 100% принадлежащих «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» (дочернего предприятия «ЛУКОЙЛа») у нас также нет гарантий, что будет получена лицензия на добычу. Поэтому на сегодня одна из основных задач, как нашей службы, так и в целом Компании - содействие по внесению соответствующих изменений в законодательство, позволяющих гарантировать право получения лицензии на добычу в случае открытия в результате проведения ГРР за счет собственных средств.
Собственно мы и сегодня, несмотря на риски, связанные с получением лицензий, продолжаем исследования Каспия. Рассчитываем на здравый смысл, полагая, что на участки, вовлеченные в работу до принятия закона ФЗ-58, новые правила не должны распространяться - как известно, «закон обратной силы не имеет». Таким образом, надеемся получить лицензии на добычу на данных участках. В общей сложности, по нашим оценкам, порядка 600 млн. тонн перспективных ресурсов приходится на эти подготовленные объекты.
При этом по предварительным прогнозам, мы имеем все возможности в ближайшие 5 лет более чем на 100% восполнять объемы запасов углеводородов. К слову, по газу о компенсации вообще не приходится говорить, поскольку основные запасы находятся на начальной стадии выработки. По нефти - до 2015 года около 90% необходимых объемов компенсации добычи мы планируем получить на старых лицензиях, остальное должно быть получено на новых подготовленных и приобретенных участках. Как я уже говорил, многое будет зависеть от законодательства, если произойдут положительные перемены - будем активно вести поиски и разведку углеводородов в России, если нет - будем больше двигаться в сторону зарубежных проектов, и в первую очередь на континентальные шельфы морей.
Q: Расскажите, пожалуйста, о ближайших планах «ЛУКОЙЛа» в секторе зарубежной геологоразведки.
A: Зарубежное направление в Компании сегодня активно развивается, хотя перспективных новых участков за рубежом также не так много, гораздо больше там и конкурентов. Однако «ЛУКОЙЛ» довольно уверенно укрепляет свои позиции в зарубежном блоке upstream.
Если говорить о наиболее интересных на сегодня новых проектах - это в первую очередь африканский глубоководный шельф. «ЛУКОЙЛ» приобрел в проектах в Гане и Кот-д"Ивуаре доли, и работает здесь совместно с компанией Vanco.
Мы вошли в проекты на стадии, когда еще не было осуществлено разведочное бурение, но уже были понесены участниками определенные затраты на сейсмику. После вхождения в проекты Компания существенно увеличила темпы сейсморазведки, придерживаясь той же тактики, что и на Каспии, то есть сначала покрыть весь лицензионный участок сейсмикой, затем выбрать наиболее перспективные участки, и там сосредоточить свои основные усилия. В противном случае, учитывая ограниченный лицензионный период, наиболее интересные территории можно так и не успеть изучить. Примерно три периода по два года, за которые необходимо изучить тысячи квадратных километров – по срокам проведения работ здесь условия еще жестче, чем на Каспии. В кратчайшие сроки мы успешно провели сейсмику и пробурили уже две скважины. С первой же скважиной получили открытие месторождения на побережье Ганы. Довольно интересное месторождение, разумеется, его еще предстоит доизучить, но по предварительным оценкам, это рентабельное месторождение, с запасами порядка более 50 млн. т у.т. В Кот-д"Ивуаре, к сожалению, по результатам бурения первой скважины открытия промышленных запасов пока не получено, но нефть из отдельных интервалов мы получили, что позволяет нам сейчас, обобщив информацию по испытанию скважины, и интерпретации сейсмики – более уверенно подготовить следующий объект поискового бурения. Сейчас мы продолжаем изучать возможности работы на шельфе и суше Сьерра-Леоне, Гамбии, Уганды и многих других стран африканского континента.
В числе наиболее интересных зарубежных проектов на суше – Западная Курна-2 в Ираке. Это - уже открытое гигантское месторождение, однако и в плане доразведки все еще представляет интерес по причине недоизученности ряда перспективных объектов. В следующем году здесь будет пробурено две разведочные скважины, а в 2012 – еще одна, что позволит доизучить как уже подготовленные к разработке объекты, так и выявить новые. В рамках Западной Курны-2 мы рассчитываем получить хороший прирост запасов.
Следует также отметить, что в июле 2010 года «ЛУКОЙЛ» и Vanco выиграли тендер на разведку и разработку двух блоков на глубоководном шельфе Черного моря в румынской акватории. По окончанию завершения всех юридических процедур будут сформированы и утверждены конкретные программы поисково-разведочных работ. Перспективы открытия новых месторождений преимущественно газовых на этих блоках достаточно высоки.
Разумеется, мы не будем останавливаться только на нынешних проектах. «ЛУКОЙЛ» ежегодно добывает около 100 млн. тонн углеводородов. С обеспеченностью запасами газа, как я уже упоминал, все обстоит достаточно хорошо - при сегодняшних объемах его добычи, эта обеспеченность превышает 100 лет. А вот по нефти ситуация похуже, ежегодные объемы добычи нефти диктуют необходимость введения в разведку все новых перспективных участков.
Q: Каково, на Ваш взгляд, значение инновационных технологий в области геологоразведки?
A: В настоящее время последовательное усложнение геологических задач, потребовало перехода в процессе поиска и разведки месторождений к более сложным, в том числе наукоемким и инновационным технологиям. Без такого перехода невозможно обеспечить необходимую геологическую и экономическую эффективность геологоразведочных работ и стабильное наращивание ресурсной базы нефтедобывающих компаний. И этому вопросу геологическая служба ОАО «ЛУКОЙЛ» придает первостепенное значение.
Основным геофизическим методом на этапе поиска и разведки была и остается сейсморазведка в модификациях 2Д (двумерная) и 3Д (трехмерная). При этом, если раньше переход с технологии 2Д на 3Д в вопросе поиска структур и разведки месторождений воистину явился «революционным» шагом, то в настоящее время, «стандартных» или «традиционных» методик 3Д уже недостаточно. Современные инновации в области технологии 3Д, в том числе активно используемые предприятиями Группы «ЛУКОЙЛ» заключаются как в усложнении собственно полевых методик и систем наблюдений, так и в развитии возможностей специализированной обработки получаемых сейсмических данных.
Инновационными мерами в полевой методике сейсмических работ 3Д являются переход на «широкоазимутальные» или «полноазимутальные» системы наблюдений, обеспечивающие равномерное изучение среды по всем азимутам удалений, и переход на использование при регистрации сейсмических данных трехкомпонентных регистраторов (многоволновая сейсморазведка).
Указанные инновационные решения в области полевых наблюдений, в сочетании с применением специализированных программных средств обработки и интерпретации данных, позволяют:
• более точно определять рельеф изучаемых поверхностей осадочного разреза при более надежном выделении и картировании тектонических нарушений и «разрывных зон»;
• осуществлять прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств (технологии инверсионных преобразований, AVO/AVA-анализ);
• осуществлять прогнозирование зон повышенной трещиноватости коллекторов (технологии азимутальной анизотропии и миграции дуплексных волн);
• осуществлять прогнозирование нефтенасыщенности на основе 3-х компонентных сейсмических данных;
• осуществлять прогнозирование нефтенасыщенности на основе частотно-зависимой обработки сейсмических данных и специализированной обработки по технологии ЛИТОСКАН.
Из несейсмических методов прогнозирования нефтенасыщенности разреза, предприятиями Группы «ЛУКОЙЛ» широко применяются электроразведка ДНМЭ (дифференциально-нормированный метод электроразведки), технология ГЕОВИЗОР (специализированная совместная обработка сейсмических и электроразведочных данных), технология дисперсионного анализа высокочастотных компонент гравиметрических данных.
В части скважинных исследований, на поисковом и разведочном этапах ОАО «ЛУКОЙЛ» активно использует такие инновационные методы и разработки, как:
метод регистрации волны Стоунли на низких частотах, позволяющий выявить проницаемые и трещиноватые зоны;
• гидродинамический каротаж и опробователь пластов на кабеле (с прокачкой флюида из промытой зоны пласта и анализатором состава флюида прокачиваемой жидкости), обеспечивающие «прямыми» сведениями о характере насыщенности коллекторов;
• скважинные микросканеры (электрический и акустический), предоставляющие информацию об углах напластования, текстуре пород (слоистости) и структуре (кавернозность, трещиноватость) сложнопостроенных карбонатных отложений;
• ядерно-магнитный каротаж в сильном искусственном поле для выявления коллекторов, оценки характера насыщенности по результатам специальной регистрации на различных временах поверхностной релаксации.
Апробированная технология незамедлительной доставки и анализов отобранного в процессе бурения керна в лаборатории позволяет еще до завершения строительства скважины получить минимально необходимые для планирования испытаний данные о фильтрационно-емкостных свойствах разреза. Фотографирование керна в УФ свете предоставляет возможность с достаточно высокой степенью надежности выделить нефтенасыщенные коллектора, что особенно актуально в карбонатных разрезах.
Безусловно, эффективность указанных инновационных технологий, применяемых ОАО «ЛУКОЙЛ», различна в разных регионах и во многом определяется спецификой геологических условий изучаемых площадей и объектов. И главной задачей геологической службы ОАО «ЛУКОЙЛ» является выбор оптимальных для геологических условий разных регионов комплексов геолого-геофизических исследований, реально позволяющих повысить геологическую эффективность геологоразведочных работ.
Q: Что предпринимает Компания для обеспечения экологической безопасности при осуществлении морских геологоразведочных работ?
A: Приведу пример Каспия. Это – район с повышенными экологическими требованиями, в особенности, в российском секторе, и здесь с самого начала как и на Балтике был нами был применен принцип так называемого «нулевого сброса» при проведении работ. Весь извлекаемый при бурении шлам и глинистый раствор проходят отчистку и вывозятся для утилизации на берег. Внедряемая система экологической безопасности – это комплекс мероприятий, включающий в себя подсистему управления отходами, подсистему управления ликвидации аварий, подсистему ликвидации и предупреждения аварий и подсистему компенсационных мероприятий (в частности «ЛУКОЙЛ» финансирует восполнение осетровых), и плюс производственно-экологический мониторинг – через спутники ведется постоянное наблюдение, как на Балтике, так и на Каспии. Работают системы ликвидации аварий, создан специальный центр в Астрахани, где в условиях, максимально приближенным к реальности сотрудники отрабатывают навыки работы в нештатных ситуациях.
В последнее время много говорят об аварийной скважине в Мексиканском заливе, где использовалось только одно глубоководное противовыбросовое оборудование, управляемое подводным манипулятором. Наверху произошел пожар, и автоматическое противовыбросовое оборудование не сработало. При аварии на поверхности управлять гидравлическим подводным манипулятором сложно.
В целом же на платформе в Мексиканском заливе был задействован второй уровень безопасности. Наши платформы в Каспийском море соответствуют третьему уровню безопасности. На объектах «ЛУКОЙЛа» противовыбросовое оборудование имеет как гидравлическое, так и ручное управление.
Наша компания в полной мере осознает свою ответственность перед обществом по сохранению окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов, и намерена и в будущем придерживаться самых высоких стандартов в сфере экологической безопасности, в том числе и при ведении геологоразведочных работ.