Интервью с членом Правления, начальником Департамента ПАО «Газпром» Сергеем Меньшиковым.
Сергей Николаевич, каковы результаты геологоразведочных работ за минувший год?
В 2022 году осуществлялось бурение и испытание 23 скважин, строительство 17 из которых закончено, в том числе двух — на арктическом шельфе России. Объем проходки составил более 55,8 тыс. м горных пород.
Сейсморазведка 3D проводилась на восьми лицензионных участках — выполнено свыше 8,1 тыс. кв. км. На Белогорском лицензионном участке в Амурской области, где работы производились для ООО «Газпром ПХГ», выполнена сейсморазведка 2D в объеме 495 пог. км.
По результатам проведения геологоразведочных работ (ГРР), прирост запасов углеводородного сырья составил 572,9 млн т условного топлива (т у. т.). Основной прирост обеспечен за счет геологоразведки на Тамбейском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ).
Главные вызовы
Какие регионы остаются первоочередными для геологических исследований, какие стоят на очереди?
На среднесрочную перспективу традиционными регионами выполнения работ останутся Надым-Пур-Тазовский регион и северная часть полуострова Ямал. Далее — Восточная Сибирь и Дальний Восток. Центральная и Южная Россия также не остаются без внимания — здесь выполняются ГРР, направленные на поддержание уровней добычи действующих месторождений.
Особо можно выделить Республику Саха (Якутия), где в течение 2022 года ПАО «Газпром» получены 5 лицензий на пользование недрами: Кастыр-Сахарный, Тюкянский, Варваринский, Озерный, Чорон-Юрях. Несмотря на огромный объем проделанной там работы в области поиска и разведки, это всё еще в некоторой степени белое пятно на российской карте доказанных запасов углеводородов. Именно там мы ожидаем новых открытий, которые по своей значимости могут быть сопоставимы с теми, что были сделаны во второй половине минувшего века. Ну и, конечно, Иркутская область, где в декабре 2022 года введено в разработку Ковыктинское месторождение. Уникальное по запасам Ковыктинское месторождение является ключевым для формирования Иркутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири», наряду с Чаяндинским месторождением в Якутии. Создание Иркутского центра газодобычи направлено на обеспечение как российских потребителей, так и контрактных обязательств между ПАО «Газпром» и Китайской Национальной Нефтегазовой Корпорацией. Кроме того, ПАО «Газпром» в рамках развития минерально-сырьевой базы Иркутской области проводит геологоразведочные работы на шести участках (Ковыктинский, Хандинский, Чиканский, Мамырский-1, Мамырский-2, Мамырский-3).
Если говорить о шельфе, особое внимание уделяется Арктическому региону — Баренцеву и Карскому морям, а также Охотскому морю.
Какие задачи в настоящее время можно назвать вызовом для компании и геологоразведочной отрасли?
Существующие темпы добычи природного газа в сочетании с тенденциями неминуемого роста его доли в мировой экономике требуют сосредоточения пристального внимания к вопросам будущего освоения Арктики. На долю континентального шельфа России, по оценкам ряда специалистов, приходится более 100 млрд т условного топлива углеводородов, при этом большая их часть сосредоточена на западно-арктическом шельфе. Богатство недр российского арктического шельфа представляет собой уникальный в своем роде резерв для развития и становления государственной экономики до конца текущего столетия. Поэтому «Газпром», ставя перед собой задачи по развитию минерально-сырьевой базы (МСБ), уделяет особое внимание, в частности, и изучению потенциала ресурсов углеводородов арктических и дальневосточных морей. И необходимо понимать, что вопросом начала освоения и разработки МСБ арктического континентального шельфа нужно заниматься не когда-то в далеком будущем, а уже сейчас.
«Газпром» активно занимается шельфом в части геологоразведки. И каждый год получает значительные приросты, открыто много месторождений, особенно на шельфе Карского, Баренцева и Печорского морей. Но короткий сезон, жизненный цикл в геологоразведке, тоже накладывает свои ограничения. Тем не менее три безледовых месяца позволяют бурить и получать приросты. Поэтому перспективы шельфа — очень многообещающие, хотя и требуют с точки зрения освоения решения значительного количества сложных задач. Разработка морских месторождений, особенно в суровых климатических условиях, достаточно затратная. Для снижения финансовых вложений требуется нарастить подтвержденную ресурсную базу, а также сформировать собственный научно-производственный задел в области подготовки и освоения подобных месторождений.
Исходные данные
Насколько мощный ресурсный каркас уже выстроен?
В настоящее время ПАО «Газпром» и его дочерним обществам принадлежат 23 лицензии на пользование участками недр, расположенными на континентальном шельфе Баренцева, Карского и Охотского морей, а также 8 лицензий на пользование участками недр, расположенными в территориальном море и внутренних морских водах акватории Карского моря Российской Федерации.
Извлекаемые запасы углеводородного сырья промышленных категорий на лицензионных участках ПАО «Газпром» в целом по континентальному шельфу сегодня составляют более 7 млрд т у. т. углеводородов. Потенциальные извлекаемые ресурсы оцениваются примерно в 8,7 млрд т у.т. углеводородов. По распределению извлекаемых запасов газа по шельфам морей на первом месте стоят участки в Баренцевом море, затем — в Карском и Охотском.
В целом особую роль в цепочке реализации всех ГРР на шельфе Карского моря занимает якорное Ленинградское газоконденсатное месторождение (ГКМ). Оно, вероятнее всего, станет отправной точкой начала широкомасштабного освоения ресурсов углеводородов на арктическом шельфе и занимает значительное место в сырьевой базе Ямальского центра газодобычи. Большие перспективы связаны с наращиванием ресурсной базы Ленинградского ГКМ за счет поисково-оценочного бурения на Северо-Харасавэйской и Западно-Ленинградской площадях.
Что касается Баренцева моря, ключевым активом «Газпрома» в его акватории, безусловно, выступает Штокмановское ГКМ с запасами более 3,9 млрд т у. т. При этом большое значение здесь имеют также Ледовое и Лудловское месторождения, суммарные запасы природного газа которых составляют 690 млн т у. т.
Достижения на шельфе
Насколько успешно ПАО «Газпром» ведет ГРР на континентальном шельфе в последнее время?
За прошедший год в акватории Карского и Баренцева морей построены две разведочные скважины — на Ленинградском и Ледовом месторождениях. Для проведения буровых работ была задействована собственная морская полупогружная плавучая буровая установка (ППБУ) «Газпрома» — «Северное сияние». Необходимо отметить, что в навигационном сезоне 2022-го впервые осуществлено строительство сразу двух скважин — в Карском и Баренцевом морях — с одной ППБУ. Проведение поисково-оценочного и разведочного бурения одной установкой в один межледовый период на шельфе двух арктических морей — это достижение, которое позволяет снизить затраты на мобилизацию буровой.
Параллельно продолжается выполнение значительного объема площадных сейсморазведочных работ на лицензионных участках в Карском море. Так, в 2022 году сейсморазведочные работы методом 3D завершены на Западно-Шараповском и Амдерминском лицензионных участках шельфа Карского моря.
Между тем существующая структура приростов извлекаемых запасов природного газа категории С1 российских морей за последние десять лет — а в целом они превысили 3 млрд т у.т. углеводородов — является подтверждением того, что в акваториях Баренцева и Карского морей не только можно, но и нужно активно работать. Результаты деятельности по наращиванию МСБ говорят об огромных перспективах скорейшего вовлечения в разработку месторождений Карского моря. Их близость к газодобывающему промышленному району, включающему в себя Бованенковское НГКМ, Крузенштернское и Харасавэйское ГКМ, позволит оптимизировать затраты на обустройство за счет использования уже имеющейся береговой газопромысловой инфраструктуры.
Конкурентоспособность
Какие делаются шаги для развития отечественных технологий и оборудования для геофизических работ?
Конкурентоспособность российского сервисного комплекса вполне может быть обеспечена за счет создания современных высокотехнологичных аппаратных комплексов и оборудования для всего спектра ГРР. Многое уже сделано в этом направлении, многое еще предстоит сделать в ближайшей перспективе.
Например, мы применяем отечественные специальные комплексы геофизических исследований скважин (ГИС), направленные на анализ коллекторских свойств, построение и уточнение литологической модели вскрываемого разреза, локализацию интервалов трещиноватых зон при изучении сложных геологических объектов, в том числе по месторождениям Восточной Сибири. С использованием виброисточников российского производства проводилась сейсморазведка методом 3D на Левобережной части Астраханского ГКМ. При испытаниях приборы показали неплохой результат и в перспективе могут стать прекрасной заменой импортным аналогам.
В декабре прошлого года мы провели собственными силами работы по гидродинамическому каротажу в скважинах Тамбейского НГКМ на Ямале. Подобные виды работ на объектах «Газпрома» ранее выполнялись иностранными компаниями. Гидродинамический каротаж модулем испытателя пластов с возможностью многократного отбора представительных проб пластового флюида и глубинного анализа осуществляла геофизическая партия научно-производственного филиала «Оренбурггазгеофизика».
Сегодня один из текущих ключевых проектов — сейсморазведка на Харасавэйском ГКМ в ЯНАО, которая выполнена по технологии «Броадсвип», разработанной отечественной компанией. При этом важно подчеркнуть, что технология «Броадсвип» не имеет мировых аналогов, а ее применение дает возможность получить гораздо больше информации при тех же затратах на геологоразведку. Дополнительная информация широкополосных данных «Броадсвип» позволит значительно повысить детальность построения геологических моделей месторождений во всем интервале нефтегазоносности и оптимизировать разработку месторождений. В настоящее время, помимо Харасавэйского месторождения, технология «Броадсвип» используется в сейсморазведочных работах также на расположенном на Ямале Бованенковском НГКМ.
При организации и выполнении основных работ используются полностью локализованные в России технологии, оборудование и программное обеспечение (ПО). Во избежание санкционных рисков реализация вариативного плана технического оснащения проводится исключительно с национальными производителями. В части обработки и интерпретации геофизических исследований скважин на протяжении многих лет используется программное обеспечение отечественных разработчиков. Все программные продукты входят в Единый реестр российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных.
Применяемое ПО в первую очередь учитывает специфические особенности (технологические, аппаратурные, методические и другие) российского рынка геофизических услуг, а также требования государственных и контролирующих органов. Расположение офисов на территории России дает возможность получения своевременных квалифицированных консультаций, а также систематического выезда специалистов технической поддержки непосредственно в производственные филиалы ООО «Газпром недра» в кратчайшие сроки. Используемая на предприятии аппаратурно-приборная база в большей части состоит из отечественного оборудования, что также делает более привлекательным использование для обработки и интерпретации данных ГИС российских программных продуктов, в которых предусмотрены параметры и зависимости, учитывающие специфику российской аппаратуры.
Отечественные производители постоянно совершенствуют специализированное ПО, под новые технологии разрабатываются новые модули обработки и интерпретации ГИС, которые приобретаются и широко используются производственными подразделениями нашей компании. Многолетние партнерские отношения с разработчиками позволяют в рамках технической поддержки адаптировать ПО под новые геолого-геофизические задачи производственной деятельности и системно его актуализировать.
Интервьюер — Денис Кириллов.
Фото: ООО «Газпром недра»
Материал опубликован в № 5 корпоративного журнала «Газпром»
