В последние годы выполнен большой объём поисковых работ на нефть и газ в Левантийском осадочном бассейне (Восточное Средиземноморье). Они сопровождались большими ожиданиями и шумными политическими играми. Результаты первого этапа работ рассмотрены в статье А. Собко «» (июнь, 2012 г.). К февралю текущего года в целом определены перспективы создания в регионе газодобывающего кластера.
Площадь Левантийского бассейна — около 83 000 тыс. кв. км, средняя толщина осадочного чехла — порядка 10 км. В его пределах обособлены исключительные экономические зоны Египта, Израиля, Ливана, Сирии и Кипра. Часть их границ международными договорами не закреплена. Установленная нефтегазоносность бассейна связана с песчаниками миоценового и плиоцен-плейстоценового возраста. Прогнозируется продуктивность и нижележащих отложений. По оценке Геологической службы США (2010 г.) ресурсы газа бассейна составляют , нефти — 267 млн т.
Ливан в 2013 г. разделил свою акваторию Средиземного моря на 10 блоков и начал подготовку к проведению тендеров. Однако по ряду внутри- и внешнеполитических причин они пока не состоялись. Сирии не до тендеров в Левантийском бассейне. Самая западная часть бассейна находится в акватории Египта. Но там, в районе морского продолжения дельты Нила, сложился обособленный нефтегазовый кластер. Состояние работ на нефть и газ в нём требует специального рассмотрения.
Ниже рассмотрены результаты поисковых работ в акватории Кипра и Израиля.
В конце мая 2014 г. вице-президент США Джозеф Байден : «Кипр готовится стать ключевым игроком, способным превратить Восточное Средиземноморье в новый глобальный источник природного газа». Битву за самые перспективные блоки кипрской акватории выиграли американская Noble Energy, французская Total и итальянская Eni. Консорциум под руководством Noble Energy включает и две израильские компании — Delek Drilling (15%) и Avner Oil Exploration (15%). Он получил блок №12. Total — блоки №10 и 11. Eni с партнёром, корейской Kogas (20%), достались блоки №2, 3, 9.
В блоке №12 в 2011 г. открыто месторождение Афродита. на глубине около 5800 м (от дна моря) 94 м эффективной мощности газоносных песчаников. Запасы газа оценены в . Здесь и далее приводятся запасы газа, оценённые с 50% вероятностью. Для экспорта газа планировалось строительство завода СПГ на Кипре. В 2013 г. получены результаты бурения второй скважины. Уточнённые запасы составили . Приводились и другие оценки — и . Содержание конденсата в газе — 9 г на 1 куб. м. При учёте уточнённых запасов газа строительство СПГ оказалось нерентабельным. Прорабатывается менее дорогостоящий вариант — сжижение газа на плавучем заводе СПГ.
В январе текущего года а, что на блоках №10 и 11 не выявлены перспективные объекты. Поисковое бурение на них проводиться не будет. Первые работы Eni на блоке №9 . Компания будет изучать там другие объекты. Результаты геологоразведочных работ 2013–1014 гг. в акватории Кипра можно назвать драматическими. Кипр не станет ключевым игроком в добыче газа в Восточном Средиземноморье.
В акватории Израиля в 1999–2000 гг. открыто три месторождения газа — Ноа, Мари-B и Газа-M с общими запасами . Ведётся его добыча. Последние годы были успешными в плане открытия новых месторождений. В 2009 г. открыты месторождения Далит (14 млрд куб. м) и Тамар (283 млрд куб. м). В 2013 г. На Тамар в 2013 начата добыча газа на нужды Израиля.
В 2010 г. открыто месторождение Левиафан. Скважины Leviathan-1 и Leviathan-3 вскрыли 67 и 88 м эффективной мощности газоносных песчаников. Запасы газа оценены в 453 млрд куб. м. В 2013 г. завершено бурение скважины Leviathan-4, вскрывшей 138 м эффективной мощности газоносных песчаников. По результатам её бурения запасы газа увеличены до . Начало бурения ещё одной скважины запланировано на 2014 г., но отложено до завершения формирования юридической базы проекта. Начать добычу газа планируется в 2017 г.
Газоносные песчаники месторождения Левиафан находятся на глубине немногим более 5000 м ниже дна моря. Под открытой газовой залежью прогнозируется нефтяная залежь с ресурсами 400 млн т. Для опоискования глубокозалегающих отложений скважину Leviathan-1 (первоначальная глубина 5170 м) планировалось добурить до глубины 7200 м. Но это сделать не удалось. В 2012 г. бурение остановлено на глубине 6522 м. В интервале 1350 м ниже первоначального забоя скважины залежей газа или нефти не выявлено. Отметим, что прогноз под газовой залежью нефтяной залежи на глубинах 6000–7200 м не согласуется с основами нефтегазовой геологии. Для больших глубин характерны именно газовые залежи. Ближайшим аналогом Левантийского бассейна является Южно-Каспийская впадина. Там имеется зональность по глубине типов залежей углеводородов: зоны преимущественного нефтенакопления на глубинах до 2500 м, нефтегазонакопления — 2500–4500 м, преимущественного газонакопления — 4500–7000 м и исключительного газонакопления — свыше 7000 м.
Также следует отметить аварию при бурении скважины Leviathan-2 при глубине её забоя 4570 м. Скважина ликвидирована и не выполнила геологические задачи. Как , авария связана со сложными геолого-техническими условиями недр.
В 2011 г. открыто месторождение Дельфин (2 млрд куб. м), в 2012 г. — Шимшон (8 млрд куб. м) и Танин (34 млрд куб. м), в 2013 г. — Кариш (51 млрд куб. м). Можно смело утверждать, что опоискование израильской акватории на экономически обоснованную глубину бурения практически завершено. Результаты хорошие. Не опоискованной осталась только зона, в пределах которой должна пройти граница израильской и ливанской исключительных экономических зон. Успех достигнут американской Noble Energy и её израильскими партнёрами. Израиль решил важнейшую экономическую задачу. Его энергетика будет обеспечена своим газом. Газом будет обеспечена и энергетика Палестинской автономии. Имеются планы его поставок в Иорданию и Египет. Эти проекты будут развиваться на основе добычи газа на месторождениях Тамар, Далит и Левиафан.
Шесть новых месторождений газа в израильской акватории и месторождение Афродита формируют единый кластер. Его запасы газа составляют 1037 млрд куб. м. Экономические показатели добычи газа в кластере можно оценить при сопоставлении их параметров с месторождением Шах-Дениз.
Месторождение газа Шах-Дениз находится в азербайджанской акватории Каспия. На нём реализуется два проекта — «Стадия-1» и «Стадия-2». «Стадия-1» включает одну добывающую платформу и Южно-Кавказский газопровод (Баку-Эрзерум). В 2013 г. добыто 9,8 млрд куб. м газа и 2,48 млн т конденсата. Газ экспортируется в Турцию (порядка 6 млрд куб. м) и продаётся Азербайджану. Проект «Стадия-2», реализация которого начата в 2014 г., будет включать две добывающие платформы и газопроводы TANAP — 1790 км, и ТАР — 870 км. Газ «Стадии-2» планируется экспортировать в Италию (8 млрд куб. м в год), Грецию (1 млрд куб. м), Болгарию (1 млрд куб. м) и Турцию (6 млрд куб. м). Контрактная цена газа (по состоянию на начало 2014 г.) для Европы составляет 400 долл., для Турции — 350 долл. за 1000 куб. м. Технико-экономические показатели «Стадии-2» ранее нами рассмотрены (, ). Проект является симбиозом двух подпроектов: поставка газа в Западную Турцию и Южную Европу. Первый однозначно является высокоэффективным, второй — «на грани разумного». Высокая и «быстрая» прибыль, получаемая в рамках поставок газа в Турцию, будет покрывать огромные издержки поставок газа в Европу. Прибыль Азербайджана в обоих проектах добычи газа на месторождении Шах-Дениз минимальная.
На самых крупных по запасам месторождениях газа — Афродита, Левиафан и Тамар — газоносными являются песчаники одного из горизонтов олигоцена. Глубина залегания продуктивных отложений от около 5000 до 5800 м. Газоносные песчаники среднего плиоцена месторождения Шах-Дениз залегают на сопоставимых глубинах — 4500–6500 м. Суммарные запасы трёх месторождений составляют 928 млрд куб. м, что тоже сопоставимо с запасами месторождения Шах-Дениз (1200 млрд куб. м). Сопоставимы и плотности запасов: Шах-Дениз — 1,4, Левиафан — 1,6, Тамар — 1,1 млрд на 1 кв. км. Но месторождения Левантийского бассейна серьёзно проигрывают Шах-Денизу по трём другим показателям.
Глубина моря в пределах месторождения Шах-Дениз меняется от 50 до 650 м. Под действующей платформой — 105 м. В районе трёх месторождений — 1600–1700 м. Среднее содержание конденсата в газе Шах-Дениза — 200 г на 1 куб. м (извлекаемое). В газе проекта «Стадия-1» содержание конденсата превышает 250 г на 1 куб. м. В рассматриваемых месторождениях Левантийского бассейна содержится практически сухой газ.
Но главное — дебиты газа в эксплуатационных скважинах. Скважины на действующей платформе Шах-Дениза имеют фантастическую продуктивность. В начале 2013 г. эксплуатировалось 4 скважины, в его конце — 5. На одну скважину в среднем приходится более 2 млрд куб. м газа в год. Вторая скважина на месторождении Афродита дала приток газа (в пересчёте на год) . Отмечено, что это сопоставимо с притоками в скважинах месторождений Левиафан и Тамар. В соответствии с проектом разработки месторождения Тамар пять скважин обеспечат годовую добычу газа . В пересчёте на одну скважину добыча составит 420–520 млрд куб. м в год. То есть для добычи фиксированного объёма газа на месторождениях Левантийского бассейна понадобится пробурить примерно в 4 раза больше эксплуатационных скважин, чем на Шах-Денизе. Стоимость бурения скважины на Афродите — , Тамар — 50–75 млн долл. В целом, по промысловым характеристикам группа месторождений (Афродита, Левиафан и Тамар) серьёзно проигрывает Шах-Денизу. Удастся ли отыграть этот проигрыш на экспортной инфраструктуре проектов Левантийского бассейна? Согласятся ли Кипр и Израиль на проекты экспорта газа, которые не гарантируют им большой и быстрой прибыли? Стремление же к ней сделает реализацию проектов нерентабельной.
Для осуществления экспорта газа месторождений Левантийского бассейна в другие регионы необходимо создание соответствующей инфраструктуры. Рассматривается шесть вариантов:
— строительство газопровода по дну моря до Греции и далее до Италии;
— строительство газопровода по дну моря до Турции (Джейхан);
— строительство завода СПГ на Кипре;
— строительство завода СПГ в Израиле;
— транспортировка газа на незагруженные заводы СПГ в Египте;
— установка на месторождениях плавучих заводов СПГ.
К ним можно добавить и седьмой вариант — строительство газопровода по дну моря до европейской части Турции с будущей подачей газа на хаб, который планируется создать после завершения строительства «Турецкого потока». Часть из обозначенных вариантов транспортировки газа являются труднореализуемыми международными проектами с большими политическими рисками.
Заявки на участие в тендерах на блоки Кипра в 2012 г. подали 30 компаний из 15 стран, в том числе и российская «Новатэк». Она не смогла «пробиться» к цели даже в качестве младшего партнёра Total. На участие в будущем тендере на блоки Ливана подали заявки 52 компании из 25 стран, в том числе российские «Роснефть», «Лукойл» и «Новатэк». Они не претендуют на роль операторов проектов.
В 2012 г. «Газпром» участвовал в тендере на долю в проекте разработки месторождения Левиафан, но её получила австралийская компания Woodside Petroleum. Ей было предложено заплатить за 25% доли 2,71 млрд долл. (то есть стоимость проекта была оценена в 10,8 млрд долл.). В феврале 2013 г. «Газпром» получил право на продажу СПГ с месторождения Тамар. Позднее сообщалось, что «Газпром» хочет передать это право «Новатэку».
Переговоры Woodside Petroleum не дали коммерчески приемлемого для неё результата, и в мае 2014 г. она разработки месторождения Левиафан. Представляется, что шансы «Газпрома» войти в него достаточно высоки. Участие в нём российской и американской (Noble Energy) компаний минимизирует политические и террористические риски самого малозатратного пути газа на мировой рынок — через египетские заводы СПГ. Два завода расположены в северной части дельты Нила и принадлежат триумвирату европейских компаний — английской BP, итальянской ENI и испанской Gas Natural.
Но главный выигрыш консорциума, планирующего добычу газа на месторождении Левиафан, от вхождения в него «Газпрома» в другом. Проекты добычи газа на открытых месторождениях Левантийского бассейна имеют большие геологические и геолого-промысловые риски. Например, результаты бурения второй скважины на месторождении Афродита, не подтвердив ранее сделанные прогнозы, кардинально изменили экономические показатели будущего проекта его разработки. Строительство СПГ на Кипре стало нерентабельным. На Левиафане сложные геолого-технические условия недр. Одна скважина ликвидирована, не выполнив геологических задач. Нет гарантии того, что при добыче газа на месторождении Тамар будет достигнута планируемая продуктивность эксплуатационных скважин. Эти риски могут привести к тому, что на определённых этапах развития проектов добыча газа может быть существенно ниже плановой, что приведёт к невыполнению контрактов на его поставку. В этих условиях стратегический участник консорциума, такой как «Газпром» или Woodside Petroleum, сможет легко «подстраховать» выполнение контрактов своим газом. Но сохраняет ли «Газпром» интерес к вхождению в газовые проекты Израиля?
© 2009 Технополис завтра
Перепечатка материалов приветствуется, при этом гиперссылка на статью или на главную страницу сайта "Технополис завтра" обязательна. Если же Ваши правила строже этих, пожалуйста, пользуйтесь при перепечатке Вашими же правилами.
