CC BY
59
Л и т е р а т у р а
1. Горбатиков А. В. Наблюдение глубинных разломных структур земной коры, ассоциирующихся с месторождениями УВ //Материалы Всерос. конф. по глубинному генезису нефти «2-е Кудрявцевские чтения». - М.: ЦГЭ, 2013.
2. Современные представления о формировании скоплений углеводородов в зонах разуплотнения верхней части коры /А. Н. Дмитриевский, И. Е. Баланюк, А. Ш. Донгарян, А. В. Каракин, Ю. А. Повешенко //Геология нефти и газа. - 2003. - № 1. - С. 2-8.
3. Никитин Ю. И. Сейсмогеологическое районирование северо-западной части Прикаспийской впадины //Недра Поволжья и Прикаспия. - 1992. - Вып. 3. - С. 7-16.
4. Никитин Ю. И., Яцкевич С. В. Среднекаменноугольные глубоководные конусы выноса - перспективное направление геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах северо-западной части Прикаспийской впадины //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2013. - Вып. 76. - С. 3-7.
5. Павленкова Н. И. Флюидный режим верхних оболочек Земли (по геофизическим данным) //Генезис углеводородных флюидов и месторождений. - М.: ГЕОС, 2006. - С. 47-55.
6. Писаренко Ю. А. Вопросы сейсмостратиграфии, ее соотношения со стратиграфией и другими направлениями геологии //Недра Поволжья и Прикаспия. - 1997. - Вып. 14. - С. 3-7.
7. Пыхалов В. В., Рихтер Я. А. Аномальная земная кора Астраханского свода //Известия Саратовского университета. Новая сер. Серия наук о Земле. - 2014. - Т. 14. - Вып. 1. - С. 71-81.
8. Рихтер Я. А. Геотермический режим, тепловой и флюидный потоки Прикаспийской впадины //Известия Саратовского университета. Серия Наук о Земле. - 2011. - Т. 11. - Вып. 2. - С. 72-83.
9. Яцкевич С. В., Мамулина В. Д., Щеглов В. Б. Перспективы обнаружения коллекторов и ловушек в подсолевом палеозое внутренней части Прикаспийской мегавпадины //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2003. - Вып. 34. - С. 3-18.
УДК 553.982.2 (478.24) АЗЕРИ-ЧИРАГ-ГЮНЕШЛИ - МЕГАПРОЕКТ КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА
© 2014 А. М. Тюрин
ОАО "Оренбурггазгеофизика"
Введение
В 78 выпуске журнала «Недра Поволжья и Прикаспия» [ 1 ] рассмотрено состояние и перспективы развития мегапроекта Шах-Дениз - добыча газа и конденсата на одноименном месторождении в азербайджанской акватории Каспия. Второй мегапрект Азербайджана - добыча нефти на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли («АЧГ»). Его анализ выполнен по заказу информационно-аналитического проекта «Однако» [2]. Основная проблема здесь - падение деби-тов нефти в добывающих скважинах. Для поддержания давления в разрабатываемых пластах в них закачивают попутный неф-
тяной газ и воду. Но в статье для «Однако» не удалось оценить перспективы развития мегапроекта.
Главная трудность выполнения анализа состояний мегапроектов Каспийского региона - отсутствие информации. «Засекречено» все: от данных по геолого-промысловым характеристикам продуктивных пластов до схем расположения эксплуатационных скважин на добывающих платформах. Эта информация имеет геополитическое значение. Напомним, что развитие обоих мегапроектов Азербайджана включало и включает антироссийские составляющие. Тем не менее в ходе составления нас-
Рис. 1. Месторождения нефти, газа и конденсата азербайджанского сегмента Каспия
(месторождения в прибрежной полосе не показаны)
месторождения (Н - нефть, Г - газ, К - конденсат): 1 - Ашрафи (Н), 2 - Карабах (Н), 3 - Азери-Чираг-Гюнешли (Н), 4 - Абшерон (Г+К), 5 - Шах-Дениз (Г+К), 6 - Умид (Г+К), 7 - Зафар-Машал (Н); нефтепроводы: 1 - Баку-Новороссийск, 2 - Баку-Супса, 3 - Баку-Тбилиси-Джейхан; газопровод: 4 - Баку-Тбилиси-Эрзурум
тоящей статьи удалось собрать тот минимум информации, необходимый для оценки перспектив развития мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли.
Общие сведения о мегапроекте В 1981-1987 гг. в акватории Каспия к востоку от Апшеронского полуострова открыты три месторождения нефти - Азери, Чираг и Гюнешли (рис. 1). В 1994 г. подписано соглашение (на основе СРП) по их разработке (проект «АЧГ») между консорциумом (Азербайджанская Международная Операционная Компания - АМОК) и Азербайджаном. Консорциум ( по состоянию на 01.01.2014 г.): английская «BP» (оператор, 35,8 %), американская «Chevron»
(1,3 %), японская «Inpex» (11,0 % ), японская «Itochu» (4,3 %), американская «Exxon Mobil» (8,0 %), индийская «ONGC Videsh Ltd» ( 2,7 % ), Госнефтекомпания Азербайджана «ГНКАР» ( 1,6 % ), норвежская «Statoil» (8,6 %) и турецкая «TPAO» (6,8 %). Соглашение получило неофициальное название «Контракт века» и будет действовать до 2024 г.
Добыча нефти по проекту «АЧГ» начата в 1997 г. с платформы Чираг. Ее поставки на мировой рынок осуществляются по нефтепроводам Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Промысловая инфраструктура включает 6 морских платформ (перечислены с востока на запад): Восточное Азери, Центральное Азери, Западное Азери, Чираг, Западный Чираг и Глубоководное Гюнешли. Нефть с пяти платформ добывается на условиях СРП 1994 г. Нефть с платформы Западный Чираг (добыча начата 30 января 2014 г.) - по проекту «Chirag Oil Project» («COP»), который АМОК реализует в пределах лицензионного блока «АЧГ», но на других условиях, чем СРП 1994 г. Нефть и газ с морских платформ поступает на Сангачальский терминал. Площадь блока «АЧГ» - 432 км2. Он не включает самую западную часть месторождения Гюнешли (Мелководное Гюнешли). На нем добычу нефти ведет «ГНКАР».
Азери-Чираг-Гюнешли - месторождение нефти, которое приурочено к антиклинальной структуре, сформированной на Апше-ронском пороге. Последний ограничивает Южно-Каспийскую впадину с севера. Высота структуры - до 1500 м. Основным нефтеносным комплексом во впадине и на Ап-шеронском пороге является «продуктивная» толща плиоцена (чередование песчаных коллекторов и глинистых покрышек) мощностью от 1,2 до 4,0 км. В пределах западного борта впадины имеется зональность по глубине типов месторождений углеводородов: зоны преимущественного неф-
40
30
20
10
Начало выполнения мероприятий по поддержанию уровня добычи в проекте "АЧГ" Начало резкого падения уровня добычи-
50,4 50,8
Добыча нефти ГНКАР и конденсата 44,5
на месторождении 42,6..
Шах-Дениз
Добыча нефти
и конденсата ^ д 34,1
в Азербайджане 3«
X
15
0 15,4 15,4 15.
. , АС 7-6
5 8 6,3 о,э @
Начало добычи -- с платформы Западный Чираг
т
о
2001 2003 2005 2007 2009 2011
2013
Декларированный средний уровень добычи 40,5 млн т
Добыча нефти в проекте "АЧГ"
Глуб. Гюнешли
Вост. Азери
Зап. Азери
Центр. Азери
Чираг
2015 2017 Годы
Рис. 2. Структура добычи нефти по проекту «АЧГ» в 2001-2013 гг.
(красными кружками обозначены пики добычи нефти на морских платформах )
тенакопления на глубинах до 2500 м, неф-тегазонакопления - 2500-4500 м, преимущественного газонакопления - 4500-7000 м и исключительного газонакопления - свыше 7000 м.
Месторождение Азери-Чираг-Гюнешли расположено в 90 км к востоку от Апше-ронского полуострова. Глубина моря в его пределах - 110-220 м. Нефтеносные горизонты залегают на глубинах от 2500 м до 3000 м ниже дна моря. Размеры месторождения - 5 х 48 км. Горизонты, залегающие ниже нефтяной залежи, газоносные. Извлекаемые запасы оценены в 930 млн т нефти и 0,6 трлн м3 свободного газа. До заключения СРП запасы составляли 500 млн т нефти. По данным ВР запасы нефти блока «АЧГ» превышают 540-700 млн т (для нефти «АЧГ» 7,4 барр. = 1 т).
На 01.01.2014 г. по проекту «АЧГ» добыто 325,7 млн т нефти (по другим данным - 322,4 млн т). На 01.10.2013 объем прибыльной нефти Азербайджана составил 165 млн т. (всего добыто на эту дату
318 млн т). Добыча нефти по проекту «АЧГ» увеличивалась быстрыми темпами (рис. 2 ). Ее объем в период с 2004 г. (7,6 млн т ) до 2007 г. ( 2,9 млн т) возрос в 4,3 раза. Но... 10 октября 2012 года президент Азербайджана Ильхам Алиев выступил на заседании Кабинета Министров. Его речь в части добычи нефти по проекту «АЧГ» была не по-восточному жесткой и конкретной. По отношению к АМОК пять раз прозвучало слово «ошибки», в том числе три раза в сочетании «грубые ошибки». Он говорил о том, что в результате «ошибок» не выполнены планы добычи нефти: 2009 г. -46,8/40,3 млн т (план/факт); 2010 г. -42,1/40,6 млн т; 2011 г. - 40,2/36,0 млн т. Не выполняется и план 2012 г. Недополученная прибыль Азербайджана составила $8,1 млрд. Президент также сообщил об изменении с середины 2008 г. распределения прибыльной нефти в пользу Азербайджана (70 % - Азербайджану, 30 % - АМОК) и отметил, что отклонение реальных пока-
зателей от плановых началось сразу после этого события.
Действительно ли АМОК допустила «грубые ошибки» в планировании добычи нефти по проекту «АЧГ»? Максимальная ее добыча планировалась в 2009 г., достигнута в 2009-2010 гг. и составила 40,3-40,6 млн т ( 86,8 % от планируемой). Начало резкого спада добычи нефти планировалось с 2010 г. - на 10,0 % относительно 2009 г. Но спад начался в 2011 г. - на 11,3 % относительно 2010 г. В целом это удовлетворительное совпадение плановых и фактических показателей для проектов разработки крупных месторождений нефти и газа. Ильхам Алиев привел в своей речи и экономические показатели проекта «АЧГ». В освоение и разработку блока консорциум вложил $28,7 млрд, а его доход составил $73,0 млрд. И это на 12-й год с начала добычи нефти! Здесь мы видим не «грубые ошибки», а высочайший уровень профессионализма специалистов АМОК (ВР). Доходы Азербайджана от СРП «АЧГ» тоже велики. На 20 февраля 2014 г. в его Государственный нефтяной фонд поступило $97,3 млрд.
К концу 2012 года между Азербайджаном и АМОК были достигнуты соглашения относительно мероприятий по стабилизации добычи нефти на блоке «АЧГ». Они включали бурение новых эксплуатационных скважин в проекте «АЧГ» и строительство платформы Западный Чираг. По проекту «АЧГ» в период 2007-2013 гг. добыто 75-80 % всей нефти Азербайджана. А 65 % от общего объема добычи нефти ГНКАР приходится на Мелководную Гюнешли. Всего мегапроект Азери-Чираг-Гюнешли дает 91-93 % нефти Азербайджана, и речь идет о стабилизации ее добычи в республике.
Как уже сказано, строительство платформы Западный Чираг выполнено в рамках проекта «СОР». Вложения в него составили $6 млрд ($4 млрд - на строитель-
ство платформы и $2 млрд - на бурение эксплуатационных скважин). Пока добыча нефти ведется из одной скважины. В 2014 г. будут добурены до продуктивных отложений и введены в эксплуатацию 6 скважин, остальные 8 - в 2015-2016 гг. В этом же году планируется добыть 3 млн т нефти. Добыча на «планке» составит 8,2 млн т.
Капитальные затраты АМОК на проект «АЧГ» в 2013 г. составили $2,5 млрд, как и в 2012 г. Скорее всего, капитальные затраты 2012-2013 гг. сделаны в рамках мероприятий по поддержанию добычи нефти (бурение новых скважин). В итоге, вложения в стабилизацию добычи нефти на блоке «АЧГ» за два года составили $11,0 млрд. При этом увеличение добычи нефти в 2014 г. и последующий период не предполагается. Борьба идет за замедление ее спада. В прошедшем году эта цель достигнута. Добыто 32,2 млн т, что всего на 2,2 % меньше, чем в 2012 г.
Можно оценить и прибыль АМОК в 2012-2013 гг. Операционные расходы в 2012 г. в проекте «АЧГ» составили $725 млн. Примерно эта же сумма была и в 2013 г. Азербайджанская нефть Azeri Light, транспортируемая по нефтепроводу Баку-Тби-лиси-Джейхан, продается под маркой BTC FOB Ceyhan. В 2013 г. ее среднемесячная цена составила $110,8 за 1 барр. Плата за транспортировку по нефтепроводу Ба-ку-Тбилиси-Джейхан - $6 за 1 барр. Плата за транспортировку по трубопроводу Ба-ку-Супса меньше. Операционные расходы по продаже нефти - примерно $1 за 1 барр. Итого цена нефти с учетом отмеченных издержек равна примерно $104 за 1 барр. ($770 за 1 т). Для покрытия годовых операционных расходов АМОК нужно продать примерно 1 млн т нефти. Остальная добытая нефть является прибыльной. Доля АМОК составляет 30 %. В 2012 г добыто 32,9 млн т. Прибыльная нефть АМОК - 9,6 млн т. Ее цена - $7,7 млрд. В 2013 г. - 9,4 млн т.
Таблица 1
Проект «АЧГ». Динамика добычи нефти и числа эксплуатационных скважин в 2009-2013 гг.
Морские платформы Начало добычи Добыто на 01.01.2014 г. млн т 2009 г. добыча 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. скважины Дебиты 2010/2013 гг., % Дебиты 2012/2013 гг., %
Л Я 1 ва и о Е 2 Ю о ч Л Я 1 ва и и Е 2 Ю о ч Л Я 1 ва и и Е 2 Ю о ч Л Я 1 ва и и Е 2 Ю о ч
Чираг октябрь 1997 г. 84,6 106,1 т.б/с 19 скв. 5,6 т.б/с/с 13Д 6В 119 93,2 т.б/с 17 скв. 5,5 т.б/с/с ЮД 5В 115 74.4 т.б/с 14.5 скв. 5,1 т. б/с/с 9Д 5В 114 74,5 т.б/с 14 скв. 5,3 т.б/с/с ЮД 4В 114 69,7 т.б/с 16,3 скв. 4,3 т.б/с/с 13Д 5В 118 -22 -19
Центр. Азери февраль 2005 г. 83,2 190,8 т.б/с 16 СКВ. 11,9 т.б/с/с 12Д 4Г 116 205,3 т.б/с 16,5 скв. 12,4 т.б/с/с 12Д 5Г 117 192,0 т.б/с 17 скв. 11,3 т.б/с/с 12Д 1В 4Г 117 158,4 т.б/с 18,5 скв. 8,6 т.б/с/с 14Д 1В 5Г 120 151,8 т.б/с 21,5 скв. 7,1 т.б/с/с 17Д 1В 6Г 124 -43 -17
Зап. Азери декабрь 2005 г. 77,5 268,4 т.б/с 19 скв. 14,1 т.б/с/с 14Д 5В 119 248,2 т.б/с 19,5 скв. 12,7 т.б/с/с ьд 5В 120 198,4 т.б/с 20,5 скв. 9,7 т.б/с/с 16Д 5В 121 190,5 т.б/с 21 скв. 9,5 т.б/с/с 16Д 5В 121 188,2 т.б/с 22,5 скв. 8,4 т.б/с/с 20Д 6В 126 -34 -12
Вост. Азери ноябрь 2006 г. 44,0 135,8 т.б/с 13 скв. 10,4 т.б/с/с 9Д 4В 113 140,7 т.б/с 13 скв. 10,8 т.б/с/с 9Д 4В 113 125, 6 т.б/с 14,5 скв. 8,7 т.б/с/с 12Д 4В 116 133,9 т.б/с 17 скв. 7,9 т.б/с/с 14Д 4В 118 106,7 т. б/с 17,3 скв. 6,2 т.б/с/с 15Д 5В 120 -43 -22
Глуб. Гюнеш-ли апрель 2008 г. 33,1 116,6 т.б/с 20 скв. 5,8 т.б/с/с ИД 9В 120 135,6 т.б/с 21,5 скв. 6,3 т. б/с/с 12Д 11В 123 127,2 т.б/с 22,5 скв. 5,7 т.б/с/с ПД 11В 122 107,0 т.б/с 21,5 скв. 5,0 т.б/с/с ПД 10В 121 139,1 т. б/с 24,4 скв. 5,7 т.б/с/с 16Д 14В 130 -10 +14,0
Всего 325,7 (322,4) 40,3 м.т 817,7 т.б/с 87 скв. 9,4 т.б/с/с 59Д 24В 4Г 187 40,6 м.т 823,1 т.б/с 87,5 скв. 9,4 т. б/с/с 58Д 25В 5Г 188 35,4 м.т 717,7 т.б/с 89 скв. 8,1 т.б/с/с 60Д 26В 4Г 190 32,9 м.т 664,4 т.б/с 92 скв. 7,2 т.б/с/с 65Д 24В 5Г 194 32,2 м.т 655,4 т.б/с £102 скв. 6,4 т.б/с/с 81Д 31В 6Г 1118 -32 -11
СП
О
^
О -1
Число скважин приведено на начало года (для 2012 г - на 01.04): Д - добывающие; В - водонагнетательные; Г - газонагнетательные. В графе «добыча» приведено среднее число эксплуатационных скважин в год (для 2013 г. - средневзвешенное по кварталам). Размерности: т.б/с - тыс. баррель в сутки; т.б/с/с - тыс. баррель в сутки на одну эксплуатационную скважину: м.т - млн тонн в год.
В графе «Дебиты 1/1У кв.» приведена динамика добычи нефти на одну эксплуатационную скважину (динамика среднего дебита добывающих скважин и динамика среднего дебита добывающих скважин в пересчете на год). В графе «Добыча 1/1У кв.» приведена динамика добычи 1/1У кв. (динамика добычи в пересчете на год).
Таблица 2
Проект «АЧГ». Динамика числа эксплуатационных скважин и добычи нефти в 2013 г.
_ I квартал II квартал III квартал IV квартал 2014 г.
Морские платформ! скважины добыча скважины добыча скважины добыча скважины добыча скважины Дебиты I/IV кв., % Добыча I/IV кв., %
10Д 70,0 т.б/с 10Д 75,6 т.б/с 12Д 67,1 т.б/с 13Д 65,0 т.б/с 13Д -28,0 - 7,1
Чираг 4В 14 скв. 4В 15,5 скв. 5В 17,5 скв. 5В 18 скв. 5В (-28,6) (-9,5)
114 5,0 т.б/с/с 114 4,9 т.б/с/с 117 3,8 т.б/с/с 118 3,6 б/с/с 118 [-38,1]
14Д 148,0 т.б/с 15Д 155,1 т.б/с 15Д 149,4 т.б/с 16Д 152,0 т. б/с 17Д -9,7 +2,7
Центр. 1В 20,5 скв. 1В 21 скв. 1В 22 скв. 1В 23,5 скв. 1В (-9,0) (+3,6)
Азери 5Г 7,2 т.б/с/с 5Г 7,4 т. б/с/с 5Г 6,8 т.б/с/с 6Г 6,5 т. б/с/с 6Г [-12,0]
120 121 121 123 124
16Д 195,0 т.б/с 16Д 191,9 т.б/с 18Д 188,8 т.б/с 17Д 174,0 т.б/с 20Д -22,6 - 10,8
Зап. 5В 21 скв. 5В 22 скв. 5В 23 скв. 6В 24 скв. 6В (-22,8) (-14,4)
Азери 121 9,3 т.б/с/с 121 8,7 т.б/с/с 123 8,2 т.б/с/с 123 7,2 т.б/с/с 126 [-30,4]
14Д 119,0 т.б/с 12Д 116,4 т.б/с 14Д 104,1 т.б/с 12Д 85,9 т.б/с 15Д -30,0 -27,8
Вост. 4В 17 скв. 4В 17 скв. 4В 17,5 скв. 3В 17,5 скв. 5В (-30,5) (-37,0)
Азери 118 7,0 т.б/с/с 116 6,8 т.б/с/с 118 6,0 т.б/с/с 115 4,9 т.б/с/с 120 [-40,7]
Глуб. 11Д 130,0 т.б/с 11Д 139,2 т.б/с 13Д 142,1 т.б/с 14Д 142,6 т.б/с 16Д -15,0 +9,7
Гюнеш- 10В 21,5 скв. 11В 23 скв. 11В 25 скв. 12В 28 скв. 14В (-19,5) (+12,9)
ли 121 6,0 т.б/с/с 122 6,1 т.б/с/с 124 5,7 т. б/с/с 126 5,1 т.б/с/с 130 [-26,0]
65Д 662,0 т.б/с 64Д 678,2 т.б/с 72Д 651,5 т.б/с 72Д 619,3 т.б/с 81Д 20% - 6,5
Всего 24В 94 скв. 25В 98,5 скв. 26В 104 скв. 27В 111,5 скв. 31В (-21,1) (-8,7)
5Г 194 7,0 т.б/с/с 5Г 194 6,9 т.б/с/с 5Г 1103 6,3 т.б/с/с 6Г 1105 5,6 т.б/с/с 6Г 1118 [-28,1]
и $7,2 млрд соответственно. За два года прибыль АМОК составила 14,6, а капитальные затраты - $11 млрд. Итого чистая прибыль за два года - $3,6 млрд. И ее в ближайшие годы можно увеличить. Это очень просто, не нужно строить новые нефтедобывающие платформы.
Нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан является частью мегапроекта Азери-Чираг-Гюнешли. Он построен именно для транспортировки нефти, добытой в его рамках. Владеет нефтепроводом консорциум: BP (30,1 %), «ГНКАР» ( 25 %), «Chevron» (8,9 %), «Statoil» (8,71 %), «TPAO» (6,53 %), «ENI» (5 %), «Total» (5 %), «Itochu»
(3,4 %), «INPEX» (2,5 %), «Conoco Phillips» (2,5 %) и «Hess» (2,36 %). Его мощность -1,2 млн баррелей в сутки. По разным данным в I квартале 2014 г. по нефтепроводу экспортировано от 6514 до 7004 тысяч т азербайджанской нефти. Также транспортировано 733 тысяч т туркменской и 872 тысяч т казахстанской нефти. Всего 8119-8609 тысяч т, что составляет 55,759,0 % пропускной способности нефтепровода.
Динамика добычи нефти
Состояние разработки залежей нефти блока «АЧГ» представлено на рисунке 2. Цифры добычи нефти с морских платформ
в период 2001-2012 гг. взяты из ежегодных отчетов ВР, оператора проекта «АЧГ». Добыча нефти в Азербайджане - с сайта ВР. Последние данные ВР немного отличаются от официальной статистики Азербайджана. Ей соответствует цифра добычи в 2013 г. - 43,5 млн т (данные ВР за этот год еще не опубликованы). В конце 2013 г. заместитель министра экономики и промышленности Севиндж Гасанова сообщила, что средняя планируемая добыча нефти в Азербайджане в период 2014-2017 гг. составляет 40,5 млн т.
Как будет складываться динамика добычи нефти на блоке «АЧГ»? Для ответа на этот вопрос нужно выполнить несложный анализ выборки данных (табл. 1 и 2), сформированных по разрозненным сообщениям на официальных новостных сайтах (главным образом 1news.az) [3]. Эти данные выверены по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана и отчетам ВР.
На «АЧГ» имеется три вида эксплуатационных скважин: добывающие, газо- и во-донагнетательные (часть газа, растворенного в нефти, после сепарации закачивается в продуктивные пласты). Вся совокупность скважин обеспечивает определенный объем добычи нефти за определенный календарный срок. Исходя из этого мы имеем три ключевых параметра: общая добыча нефти с платформы в год и в квартал, дебиты добывающих скважин и добыча нефти в сутки на одну эксплуатационную скважину. Все в размерности «тысяч баррелей в сутки - тыс. барр./сут». По их динамике в последние годы можно составить представление и о состоянии добычи нефти на «АЧГ», и о будущих ее перспективах.
Темп снижения среднего дебита эксплуатационных скважин в период 2010-2013 гг. составил 11 % в год (табл. 1). Стабилизация добычи нефти в 2013 г. достигнута за счет увеличения числа эксплуатацион-
ных скважин на 25,5 % (с 94 в начале года до 118 в конце). Положительная динамика отмечается только на платформе Глубоководная Гюнешли, где средние дебиты в 2013 г. возросли на 14 %. Это достигнуто за счет ввода в эксплуатацию пяти новых добывающих скважин. Скорее всего, число их больше, поскольку на платформе увеличилось и число водонагнетательных скважин (с 10 до 14). Можно предположить, что несколько малодебитных добывающих скважин переведены в нагнетательные.
Более показательна динамика добычи по проекту «АЧГ» по кварталам 2013 г. На платформе Чираг число добывающих скважин в I квартале - 10, а в 1У-м - 13. Однако общая добыча с нее уменьшилась на 9,5 % (здесь и далее в пересчете на год). Это произошло за счет снижения дебитов добывающих скважин на 38,1 %. В 2013 г. общая добыча упала на 6,4 % относительно 2012 г. Здесь мы имеем явное падение скорости добычи при самом низком для «АЧГ» ее уровне на одну эксплуатационную скважину - 3,6 тыс. барр./сут (IV кв.). В целом динамика добычи нефти с платформы Чи-раг соответствует «среднемировым» показателям. Начало добычи нефти - 1997 г. Достижение ее пика (7,6 млн т) в 2004 г. Плавный спад до 2013 г. и ожидаемое начало резкого спада в 2014 г. Возможно, в 2014 г. удастся удержать добычу нефти с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ввести в эксплуатацию пять новых скважин, чтобы компенсировать снижение их среднего дебита на 28,0 %.
Уровень добычи на одну эксплуатационную скважину на платформе Центральное Азери высокий - 6,5 тыс. барр./сут (IV кв.). Снижение дебитов добывающих скважин на платформе на 12 % компенсировано вводом в эксплуатацию трех новых скважин. В результате получен прирост добычи нефти на 3,6 % при его расчете по квартальным показателям. В целом же добыча нефти
в 2013 г. уменьшилась на 4,2 % относительно 2012 г. То есть в 2013 г. удалось изменить динамику уровня добычи с отрицательной на положительную. Представляется, что в ближайшие годы получится удерживать уровень добычи с платформы на «плавном спаде». Но для этого потребуется ежегодно увеличивать число эксплуатационных скважин на 4.
В 2013 г. падение добычи нефти на платформе Западное Азери по отношению к 2012 г. составило 1,2 %. Однако падение, рассчитанное по квартальной добыче 2013 г., равно 14,4 %. Причина та же - падение де-битов добывающих скважин на 30,4 %. Но, возможно, рост числа добывающих скважин в IV кв. с 17 до 20 пришелся на его конец, и формально рассчитанная нами цифра не отражает реального положения дел. Однако дата ввода в эксплуатацию новых скважин никак не влияет на цифру общего падения добычи с платформы в 2013 г. Здесь мы имеем дело с ее ускорением.
Падение добычи нефти с платфомы Восточное Азери в 2013 г. на 37,0 % произошло при примерно стабильном числе эксплуатационных скважин. Падение обусловлено снижением дебитов добывающих скважин с 9,2 тыс. барр./с (I кв.) до 6,4 тыс. барр./с (IV кв.). Добыча нефти на одну эксплуатационную скважину платформы является относительно низкой -4,9 тыс. барр./с (IV кв.). Число эксплуатационных скважин на ней в течение года менялось. Можно смело предполагать, что на платформе Восточное Азери началось резкое неконтролируемое падение добычи, остановить которое уже не удастся. Добыча нефти с платформы начата в 2007 г., то есть резкое падение добычи произошло на 7-й год разработки участка месторождения.
Добыча нефти на Глубоководном Гю-нешли начата в 2008 г. Ее пик (6,7 млн т) достигнут в 2010 г. В этом году число эксплуатационных скважин возросло с 20
до 23. В 2011 г. их число сократилось на одну. Добыча уменьшилась на 6,2 %. В 2012 г. из эксплуатационных скважин исключена еще одна. Добыча сократилась на 15,9 %. В 2013 г. АМОК резко нарастила число скважин на платформе (с 21 до 30, в том числе добывающих с 11 до 16). Это позволило нарастить добычу на 30 %. Произошло и увеличение дебитов скважин на 14 % (за счет новых добывающих скважин). Однако поквартальная динамика в 2013 г. не такая оптимистичная. Добыча нефти с платформы увеличилась на 12,9 %. Но средний дебит добывающих скважин снизился на 26 %. В 2014 г. для добычи нефти с платформы на уровне 2013 г. необходимо ввести в эксплуатацию еще 6 скважин.
Дебит нефти в первой скважине на платформе Западный Чираг низкий - всего 3 тыс. барр./сут. Можно предположить, что скважина «случайно» попала в зону с ухудшенными коллекторскими характеристиками продуктивных отложений. Но более вероятен другой вариант. Первые платформы построены на наиболее привлекательных участках месторождения, а участки, неохваченные пробуренными с них скважинами, характеризуются низкими ожидаемыми дебитами нефти. Есть и третий вариант объяснения этого факта. Падение давления в продуктивных пластах произошло в пределах всего месторождения Азери-Чираг-Гюнешли, в том числе и на участке платформы Западный Чираг.
ГНКАР подготовила программу на 20132015 гг. по стабилизации и увеличению объемов добычи на своих месторождениях. В соответствии с ней на Мелководном Гюнешли планируется пробурить 20 новых скважин. На конец 2013 г. 6 скважин сданы в эксплуатацию, 5 - находились в процессе строительства. То есть на Мелководном Гюнешли наблюдается та же картина, что и на блоке «АЧГ» - форсированное
наращивание количества эксплуатационных скважин. Всего в 2013 г. объем бурения ГНКАР составил 142,7 тыс. м, в том числе 135,7 тыс. м - эксплуатационное и 7,0 тыс. м - разведочное. В 2013 г. ГНКАР добыла 8,34 млн т нефти. Сообщалось, что 65 % ее дает Мелководное Гюнешли: на нем добыто примерно 5,4 млн т. Разработка месторождения ведется с 1980 г. По состоянию на начало 2014 г. здесь добыто 162,3 млн т нефти.
Динамику добычи нефти по проекту «АЧГ» можно оценить и по справкам Государственного таможенного комитета Азербайджана. В I кв. 2014 г. по данным контрольно-измерительных приборов из Азербайджана экспортировано 8093 тыс. т нефти, а в I кв. 2013 г. - 8501 тыс. т. Снижение составило 4,8 %. Последняя цифра характеризует снижение добычи нефти по проекту «АЧГ» и в целом на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли. С другой стороны, в соответствии с данными, опубликованными министром энергетики Азербайджана Натиком Алиевым, объем добычи нефти в Азербайджане в I кв. 2014 г. составил 10562 тыс. т, что на 2,5 % выше показателя аналогичного периода 2013 г. Согласование этих данных можно выполнить на основе предположения о том, что в Азербайджане возросло потребление нефтепродуктов. Но это не так. По сообщениям СМИ оно в I кв. 2014 г. (потребление -1142 тыс. т) как раз снизилось на 3,2 %, по сравнению с I кв. 2013 г. Здесь мы видим пример информационной неопределенности, в которую «погружены» зарубежные ме-гапроекты Каспийского региона.
Заключение
Почему на блоке «АЧГ» началось резкое падение дебитов скважин? Скорее всего, «советская» цифра запасов нефти месторождения Азери-Чираг-Гюнешли -500 млн т, близка к реальности. На Мелководном Гюнешли добыто 162,3 млн т,
на «АЧГ» - 325,7 млн т. Итого на месторождении Азери-Чираг-Гюнешли добыто 488,0 млн т. То есть «нефть кончается».
Имея приведенные выше данные, можно дать прогноз динамики добычи нефти в проекте «АЧГ». Борьба за ее «плавный спад» путем бурения десятков скважин не имеет смысла. Здесь речь может идти только об оптимизации эксплуатации месторождения на стадии падающей добычи по параметру «добыча максимального объема нефти». Падение добычи в ближайшее время будет на уровне 10 % в год. Такая же динамика будет и на Мелководном Гюнешли. Рост добычи нефти по проекту «СОР» (платформа Западный Чираг) не сможет компенсировать негативную динамику на других платформах. Но в какой мере «не сможет» - покажут результаты 2014 г.
Будут ли построены новые добывающие платформы на блоке «АЧГ»? Скорее всего, нет. СРП подписано до 2024 г., и Азербайджану нет никакого резона его продлевать. С другой стороны, АМОК нет смысла делать большие вложения в проект «АЧГ». За оставшиеся годы действия СРП они не окупятся. Других проектов, добыча нефти по которым может компенсировать падение добычи на месторождении Азе-ри-Чираг-Гюнешли, в Азербайджане не имеется. А значит, добыча нефти в республике будет падать быстрыми темпами. Будут «пустеть» имеющие стратегическое значение нефтепроводы Баку-Тбилиси-Джейхан и Баку-Супса. Будет «истощаться» поток нефтедолларов в Азербайджан. Такова природа СРП. Добывающие компании заинтересованы в том, чтобы быстро получить прибыль на вложенные капиталы. Максимально быстро и в максимальном же объеме. Этот сценарий как раз и реализован специалистами АМОК (ВР), имеющими высочайшую профессиональную квалификацию в создании СРП. Никаких «грубых ошибок» они не сделали.
ГЕОЛОГИЯ Л и т е р а т у р а
1. Тюрин А. М. Шах-Дениз - мегапроект Каспийского региона //Недра Поволжья и Прикас-пия. - 2014. - Вып. 78. - С. 10-13.
2. Однако: [сайт]. URL: http: //www/odnako.org/.
3. 1news.az: [сайт]. URL: http: //www.1news.az/economy/oil_n_gas/.
УДК 553.98.041
ИНФОРМАТИВНЫЕ МОДЕЛИ ЗОНАЛЬНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
© 2014 г. Е. В. Воробьёва
ФГУП "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
Рассматривая пути совершенствования методологических основ прогноза нефте-газоносности, многие исследователи отмечают полуколичественный характер существующих методических приемов прогноза нефтегазоносности, так как во многом является условным выбор ряда коэффициентов в методе аналогий и в объемно-генетическом методе прогноза. Статистический подход к прогнозированию позволяет существенно снизить зависимость конечных результатов от экспертных оценок путем введения в модель четко определяемых показателей, оценки информативности признаков и их комплексов. При таком подходе всегда удается оценить величину ошибки, с которой прогнозируются показатели неф-тегазоносности конкретных областей.
Технологическая схема обработки и интерпретации данных включает следующие этапы.
1. Сбор фактического материала по нефтяным и газовым месторождениям, оформление его в общую матрицу по заранее выбранному закону описания фактографической информации.
2. Анализ связи косвенных показателей с величиной запасов, включающий корреляционный анализ, выделение независимых комплексов признаков, выделение информативных показателей, сведение зависимых
показателей к одному комплексному показателю.
3. Построение моделей прогнозирования на основе применения регрессионного анализа и метода последовательных приближений.
4. Построение целевой функции прогноза, выбор ограничений и прогнозирование продуктивности локальных структур путем оптимизации целевой функции при определенных граничных условиях изменчивости косвенных показателей прогнозирования [1].
Основным результатом построения таких моделей является получение целевых функций прогнозирования продуктивности геологических объектов, а поиск перспективных на нефть и газ объектов сводится к решению оптимизационной задачи теории поиска. Экстремум целевой функции находится с помощью численных методов математического программирования. Процесс оптимизации целевой функции позволяет получить конкретные значения косвенных показателей, при которых достигается максимальная продуктивность геологических объектов. По картам изменчивости косвенных показателей прогнозирования выделяются зоны, отвечающие условию поиска. Успех решения задачи поиска обусловлен наличием области пересечения этих
