ЛУКОЙЛ наращивает объемы геологоразведки

Обеспеченность запасами на долгие годы является одним из ключевых параметров надежной работы нефтегазовой компании. А гарантировать стабильное восполнение сырьевой базы может только масштабная программа геологоразведки. Как сообщил вице-президент по геологоразведке и разработке НК ЛУКОЙЛ Илья Мандрик, в 2020 году сумма инвестиций в этой сфере увеличится по отношению к 2019 году более существенно — в полтора раза. Это связано с бурением сложных морских скважин на Каспии (на структурах Хазри и Титонская) и скважины на Блоке 12 в Мексиканском заливе. В 2018 году компания провела там сейсморазведочные работы 3D для уточнения геологического строения и выявления перспективных объектов. Интерпретация полученных данных позволила провести оценку ресурсной базы и определить местоположение для бурения разведочной скважины на структуре Хазри и поисковой скважины на структуре Титонская.

Изучение акватории Каспийского моря — одна из приоритетных задач ЛУКОЙЛа с учетом потенциального синергетического эффекта с ранее открытыми в регионе крупными месторождениями — имени Владимира Филановского и имени Юрия Корчагина.

Добыча нефти на первом из них за девять месяцев 2019 года выросла на 7% по сравнению с девятью месяцами 2018 года. В октябре 2019 года началась добыча на третьей очереди месторождения.

На второй очереди месторождения им. Ю. Корчагина в результате реализации программы бурения за девять месяцев 2019 года добыча нефти выросла на 22% по сравнению с девятью месяцами 2018 года.

В целом на Каспии ЛУКОЙЛ открыл десять месторождений с суммарными извлекаемыми запасами углеводородного сырья 7 млрд баррелей нефтяного эквивалента (н. э.). Следующим на Каспии компания планирует в 2023 году запустить месторождение имени Валерия Грайфера, в 2021 году там начнется опережающее бурение.

Полное возмещение

Как сообщил Илья Мандрик, ЛУКОЙЛ активно реализует программу ГРР с применением современных технологий сейсморазведочных работ и бурения, направленную на восполнение ресурсной базы. «Это является важнейшей стратегической, долгосрочной задачей»,— отметил он. По словам топ-менеджера, продление сделки ОПЕК+ не повлияло в 2019 году на сокращение объемов ГРР в целом по компании. «Ограничения в рамках соглашения ОПЕК+ не оказывают влияние на многолетнюю программу ГРР»,— пояснил господин Мандрик.

По итогам 2018 года коэффициент восполнения добычи жидких углеводородов приростом доказанных запасов ЛУКОЙЛа составил 101%. В России, где находятся основные активы компании, этот показатель на уровне 127%. Наибольший прирост обеспечен за счет эксплуатационного бурения в Западной Сибири и Тимано-Печоре. В целом обеспеченность ЛУКОЙЛа доказанными запасами углеводородов составляет 19 лет. В компании рассчитывают, что по итогам 2019 года показатель возмещения запасов жидких углеводородов за счет органического роста будет не ниже 100%.

При этом, как сообщил Илья Мандрик, по итогам инвентаризации объем рентабельных запасов компании составил более 60% от текущих извлекаемых запасов, что соответствует оценкам в целом по отрасли. Оставшаяся часть извлекаемых запасов может быть вовлечена в разработку при определенных налоговых условиях. «Это тот дополнительный потенциал, дополнительный объем запасов, который можно вовлечь в разработку через стимулирование. Это существенная величина»,— подчеркнул господин Мандрик. Так, пояснил он, эффект от НДД — это трансформация объектов с падающей добычей в новые точки роста. По его оценкам, зрелые участки ЛУКОЙЛа, которые входят в третью группу НДД, потенциально могут дать прирост добычи до 70% относительно текущих уровней. «Мы всегда готовы увеличить отборы нефти из технологически извлекаемых запасов при соответствующих экономических условиях»,— отметил топ-менеджер.

Компания постоянно стремится оптимизировать затраты и применять современные методы изучения пластов — как в процессе бурения (LWD, ГДК-ОПК), так и их освоения (DST/Drill Stem Test).

«Учитывая, что на стоимость прироста запасов помимо затрат на ГРР также влияет и объем открытых запасов, ЛУКОЙЛ уделяет большое внимание применению современных технологий и в области проведения сейсморазведочных работ, и в области обработки и интерпретации данных сейморазведки»,— пояснил Илья Мандрик. Новые технологии позволяют значительно повысить достоверность прогноза наличия залежей углеводородов и в итоге достичь высокой успешности поисково-разведочного бурения, которая в 2016–2018 годах в ЛУКОЙЛе достигла уровня около 87%. Это является одним из самых высоких показателей в российской нефтегазодобывающей отрасли.

Глобальные интересы

Помимо бурения в России ЛУКОЙЛ реализует масштабную программу ГРР на своих зарубежных активах, портфель которых постоянно расширяется. За последнее время компания приобрела доли в нескольких перспективных проектах: 25% в Marine XII в Конго, 5% в концессии Ghasha в ОАЭ, а в конце ноября нарастила c 18% до 40% свою долю в геологоразведочном Блоке 132 в Нигерии.

Кроме того, в начале 2020 года может быть принято окончательное инвестиционное решение (FID) по проекту Этинде на шельфе Камеруна, где ЛУКОЙЛ владеет 37,5%. До конца следующего года компания ожидает одобрения правительством Ганы проекта разработки на блоке Тано шельфового месторождения Пекан — одного из самых глубоководных в мире.

Еще один перспективный регион — Мексика. Там ЛУКОЙЛ в 2020 году планирует бурение первой скважины на Блоке 12 в Мексиканском заливе. В настоящее время продолжается бурение скважины на Блоке 10, где уже вскрыты объекты с признаками углеводородов. Помимо этого в следующем году ЛУКОЙЛ с партнерами завершит геологоразведку на Блоке 10 в Ираке, где открыто крупнейшее нефтяное месторождение Эриду. ЛУКОЙЛ является оператором проекта с долей в 60%, его партнер — Inpex Corporation (владеет 40%). В соответствии с утвержденной программой оценки на месторождении Эриду запланировано бурение девяти оценочных скважин и выполнение 3D-сейсмических исследований, завершение оценки месторождения ожидается в 2020 году, сообщил Илья Мандрик. В настоящее время, по его словам, пробурено шесть оценочных скважин, подтвердивших принятую геологическую модель месторождения, и в полном объеме выполнена сейсморазведка 3D — 797 кв. км. Также отработано 3,5 тыс. погонных километров профилей сейсморазведки 2D в рамках выполнения лицензионных обязательств.

Именно на Блоке 10 в 2018 году были сконцентрированы основные объемы работ ЛУКОЙЛа по поисково-разведочному бурению за рубежом. ЛУКОЙЛ прорабатывает вопрос по ускоренному вводу месторождения Эриду. «Проект "Блок 10" очень привлекателен с точки зрения условий сервисного соглашения. Сервисная ставка составляет $6 на баррель — это существенно выше, чем по Западной Курне-2 (основной актив ЛУКОЙЛа в Ираке). Поэтому мы заинтересованы в скорейшей реализации данного проекта»,— отметил Илья Мандрик. В сентябре 2020 года ЛУКОЙЛ планирует представить Багдаду план по коммерциализации запасов нового месторождения. Но для этого необходимо полностью завершить ГРР и анализ данных.

Помимо проектов в Мексике и Ираке в среднесрочной перспективе перечень зарубежных проектов по добыче нефти ЛУКОЙЛа может вырасти за счет Казахстана. В апреле российская компания подписала контракт с Министерством энергетики Казахстана и «Казмунайгазом» на разведку и добычу углеводородного сырья на участке Женис, а также соглашение о принципах сотрудничества по блоку I-P-2. Оба проекта находятся на казахстанском шельфе Каспийского моря. Бурение первой скважины и сейсмика 3D на блоке Женис запланированы на 2021 год.

Ольга Матвеева