3. Каспий против ОПЕК

3.1. Каспий - колыбель российской нефти

Историки утверждают, что располагают неопровержимыми доказательствами о как минимум 2500-летней истории экспорта нефти с Апшеронского полуострова. В Россию в коммерческих масштабах бакинская нефть начала поступать в начале XVIII века.

В 1806 году Баку был включен в Российскую империю. Тогда ежегодная добыча нефти из вырытых вручную шурфов составляла около 3 тысяч тонн. В 1823 году братья Дубинины построили первую нефтеперегонную установку, состоящую из котла и медной трубы, соединяющей крышку котла через холодильник (бочка с водой) с емкостью для сбора керосина. Перегонка 50 ведер нефти давала 20 ведер керосина, а оставшийся в котле мазут затем использовался для топки котла.

За первые 60 лет российской юрисдикции добыча нефти в Баку увеличилась всего в 3 раза - в 1865 году было добыто 10 тысяч тонн нефти. В 1866 году фирма "Сименс и Гальск" получила первую концессию в районе Баку. Первые нефтяные скважины появились здесь в 1871 году, сразу же после отмены государственной монополии на нефтяные колодцы, и уже в 1872 году добыча выросла до 26 тысяч тонн. В те годы 90% осветительного керосина, продаваемого на рынках мира, принадлежало американской нефтяной компании Стандарт Ойл1. В Санкт-Петербург американский керосин поставлялся с 1862 года и Джон Рокфеллер рассматривал Российскую империю, с ее длинными зимними вечерами, как перспективный рынок. События, однако, развернулись по иному.

В 1874 году Людвиг и Роберт Нобели взяли в аренду нефтеносные участки в Балаханах, приобрели небольшой нефтеперегонный завод (сумма установок Дубининых) и основали "Товарищество нефтяного производства братьев Нобель". В 1876 году Людвиг Нобель опубликовал программную статью "Взгляд на бакинскую нефтяную промышленность и ее будущность". Вскоре Нобели вывели свой завод в число самых передовых в мире и совершили революцию в транспортировке нефти - в 1878 году они спустили на Каспийское море первый в мире нефтеналивной танкер "Зороастр", работающий на жидком топливе (мазуте), и первыми в России построили нефтепровод от промыслов (Балаханы) до нефтеперегонного завода (Черный город) длиной около 10 км и пропускной способностью 80 тысяч пудов в сутки. Все это позволило Нобелям производить высококачественный осветительный керосин и монополизировать российский рынок.

Другие бакинские нефтепромышленники, практически полностью вытесненные с российского рынка Нобелями, стали искать рынки сбыта за пределами империи. С помощью кредитов Ротшильдов в 1883 году они построили железную дорогу Баку-Батум для вывоза нефти через черноморские порты, а в 1886 году сами братья Ротшильды учредили "Батумское нефтепромышленное товарищество". Бакинский керосин через черноморские проливы стал поступать на европейские и азиатские рынки.

Удача Ротшильдов на внешнем рынке подстегнула Нобелей - в 1896 году они построили вдоль железной дороги Баку-Батум участок транскавказского керосинопровода Батум-Хушари. Полностью керосинопровод Баку-Батум был построен в 1906 году. Этот трубопровод длиной 835 км, диаметром 200 мм и максимальной мощностью 800 тысяч тонн в год функционировал почти сто лет - вплоть до 1981 года. С 1931 года по нему перекачивали сырую нефть на батумский НПЗ.

С приходом в Баку Нобелей и Ротшильдов добыча нефти возросла с 26 тысяч тонн в 1872 году до 11 млн тонн к 1901 году (табл. 3.1, рис. 3.1), при этом доля российской нефти в общем объеме мирового экспорта выросла почти до 40% (табл. 1.1).


Таблица 3.1. Основные производители бакинской нефти в 1901 году [МЭП, № , 2002]


Рис. 3.1. Динамика добыча нефти в России. (Баку, Грозный, Майкоп, Дагестан). [По разным источникам]

Преимуществами бакинской нефти, перед американской, были высокое качество, географическая близость к европейским рынкам, низкая (в основном из-за дешевой рабочей силы) себестоимость.

Атмосферу, царившую в те годы на бакинских нефтепромыслах, красочно передал М.Горький: "В Баку я был дважды: в 1892 и 1897 годах. Нефтяные промыслы остались в памяти моей гениально сделанной картиной мрачного ада. Эта картина подавляла все знакомые мне фантастические выдумки устрашенного разума, все попытки проповедников терпения и кротости ужаснуть человека жизнью с чертями, в котлах кипящей смолы, в неугасимом пламени адовом".

Однако политическая нестабильность, во многом обусловленная "неугасимым пламенем адовым", вынудила Нобелей и Ротшильдов покинуть этот "рассадник революции". Забастовки, стачки и пожары 1903/05-х годов уничтожили 70% нефтяных вышек. Во время Первой мировой войны государство взяло под контроль процессы ценообразования, широко практиковало принудительные закупки и реквизицию нефти. После вступления в войну Османская империя закрыла черноморские проливы - российская нефть лишилась внешних рынков. Постепенно добыча нефти начала сокращаться, и к 1915 году доля России в общем объеме мирового экспорта упала до 15%. Была и другая серьезная причина - истощение верхних нефтеносных слоев. Революция 1917 года и гражданская война довершили дело. Так, пожар, начавшийся на грозненских промыслах в ноябре 1917 года, продлился больше года. В 1918 году декретом Совнаркома РСФСР нефтяная промышленность была национализирована.

В 1918/20 годы, в годы попеременного властвования Бакинских комиссаров и мусаватистов и англо-турецкой интервенции, добыча нефти в Баку и Грозном опустилась почти до нулевой отметки (рис. 3.1). Большие надежды на кавказскую нефть тогда возлагали англичане. В августе 1918 года, после высадки английских войск в Баку, газета Financial Times писала: "Для британского правительства открывается великолепная возможность поставить добычу нефти в Грозном и Баку под свой непосредственный контроль". Помешали большевики - в 1920/21-х годах была восстановлена советская власть на Кавказе. В 1922 году нефтяная промышленность была национализирована вторично.

Большевики, вопреки всем прогнозам западных специалистов, сумели за короткий срок не только восстановить нефтепромыслы, но и внести коренные изменения в технологию добычи - они внедрили глубинные насосы и станки качалки. В мае 1921 года начал действовать трубопровод Баку-Батум. В.И.Ленин писал: "Теперь, когда есть Батум, надо изо всех сил налечь на быстрейший обмен нефти и керосина за границей на оборудование". И уже в 1923 году дешевая бакинская нефть устремилась в Европу - для молодой республики нефть была едва ли не единственным товаром, на котором можно было заработать твердую валюту. Там ей объявили бойкот - англо-голландская компания RoyalDutct/Shell и американская компания Standard Oil подписали соглашение, в котором обязались не покупать "большевистскую" нефть. Однако западные компании, втайне друг от друга, закупали советскую нефть. В сочетании с потоками нефти из новых месторождений Венесуэлы и Мексики советская нефть привела в 1927/28 годах к обрушению мировых цен. В 1928 году Россия вывезла в 4 раза больше нефти и нефтепродуктов, чем в 1913 году, и к началу 1929 года западные нефтяные компании смирились с присутствием Советского Союза на мировом нефтяном рынке.

Электрификация насосных скважин (1928 год) позволила резко повысить производство нефти. Максимальная добыча в Баку была достигнута в 1941 году - 23,4 млн тонн - показатель, до сих пор не превзойденный.

3 июля 1941 года, через 10 дней после начала Отечественной войны, Гитлер произнес: "Пришло время заглянуть вперед. Речь идет об открывшейся возможности завладеть Донбассом и Кавказским нефтяным районом. Для операции на Кавказе потребуются крупные силы, но за нефть следует заплатить любую цену", а через год, 1 июля 1942 года, добавил: "Если я не получу нефть Майкопа и Грозного, я должен покончить с этой войной". 10 августа 1942 года генерал-фельдмаршал Лист взял Майкоп. Начальник генерального штаба итальянской армии накануне в дневнике записал: "За армиями Листа следуют 10 тысяч специалистов и квалифицированных рабочих, которые должны после взятия Майкопа восстановить нефтяные скважины. Согласно подсчетам, для того чтобы снова пустить их в эксплуатацию, потребуется от 4 до 6 месяцев". Сталин приказал создать запасы нефти - нефть из Баку через Каспийское море перевозилась в Астрахань и Красноводск, далее железной дорогой и где-то под Свердловском заливалась в земляные ямы. 31 августа 1942 года Гитлер приказал Листу: "Всеми имеющимися силами, и прежде всего подвижными, продолжить наступление на Грозный, чтобы наложить руку на район нефтепромыслов". 25 сентября генерал-полковник Клейст поклялся: "Я выпью бокал за здоровье фюрера в Баку". К началу октября наступление немцев на Грозный-Баку было остановлено. Кавказскую нефть Гитлер не получил. Но к концу войны производство нефти в Баку сократилось на 35-40% (рис. 3.1). Значительные поставки в СССР тогда шли из Соединенных Штатов в рамках ленд-лиза. Американская нефть сыграла во Второй мировой войне столь значительную роль (почти 90% потребленной за всю войну союзниками нефти было добыто в США), что Иосиф Сталин на одном из банкетов предложил тост: "Эта война - война моторов и горючего. Я пью за американскую автомобильную промышленность и американскую нефтяную промышленность".

Освоение морских месторождений Каспия началось в 1925 году, когда была пробурена морская нефтедобывающая скважина с деревянной платформы. В 1949 году были открыты морские месторождения - Нефтяные Камни затем банка Дарвина и Грязевая сопка. С середины 1960-х годов морская добыча стала основной в Азербайджане. Максимальная добыча нефти на море была достигнута в 1970 году - 12.9 млн тонн.

Бакинский нефтегазоносный район занимал первое место по добыче нефти в СССР вплоть до 1951 года. В 1944 году в Башкирии забили фонтаны из богатых девонских пластов - заработал первый за пределами Кавказа район крупной добычи нефти. В 1950-х и 1960-х годах началась активная разработка крупных месторождений в Урало-Поволжье ("Второй Баку") и Западной Сибири ("Третий Баку"), открытых еще в 1929-1932 годах. Каспийская нефть отошла на второй план (ее стали рассматривать, как стратегический резерв для производства ракетного и авиационного топлива, специальных масел и присадок), и динамика добычи нефти в Баку стала резко снижаться - к 1990 году здесь производили около 2 млн тонн в год. Да и технических возможностей добывать нефть, находящуюся под большим давлением, у СССР не было. К тому времени, по расчетам советских геологов, из недр Азербайджана было извлечено 1.3-1.4 млрд тонн нефти2, а оставшиеся запасы (в основном на шельфе) были оценены очень скромно - в 0.5 млрд тонн.



3.2. Сколько нефти в недрах Каспия?

Однозначного ответа на этот вопрос нет - выявление потенциала нефтегазоносности Каспийского региона, за исключением северного шельфа Южного Каспия, все еще находится на ранней стадии изучения. Отсюда неоднозначность и разноречивость оценок. Кроме того, говоря о минеральных ресурсах Каспия, речь обычно ведут не чисто о шельфовых или морских месторождениях, а об углеводородном потенциале Каспийского региона, географические параметры которого четко не очерчены. Так, например, Прикаспийская нефтегазовая провинция занимает площадь более 500 тысяч квадратных километров, в нее входят Астраханская, частично Оренбургская, Волгоградская и Саратовская области, Республика Калмыкия, а также Гурьевская, Актюбинская, Уральская и частично Мангышлакская область бывшей Казахской ССР. И политические факторы играют не последнюю роль - данные о запасах, приводимые национальными службами прикаспийских государств с целью привлечения иностранных инвестиций, как правило, не соответствуют принятой в мировой практике методологии подсчета и часто носят рекламный характер3. Так, президент ГНКАР Н.Алиев в 1997 году оценил предполагаемые запасы нефти в азербайджанском секторе Каспийского моря в 100 млрд ТУТ. И информация о новых сейсмических профилей Каспия, полученная западными компаниями, носит коммерческий (закрытый для Прикаспийских государств) характер. К тому же есть путаница барреля с тоннами и в категориях запасов.

С другой стороны, само понятие "запасы" является неопределенным - декларируя запасы, геофизики учитывают, что при детальном геологическом исследовании, запасы будут конкретизироваться. Логика развития геологии как науки, информационные и экономические потребности государства привели к необходимости установления определенных принципов и правил, по которым ведется учет полезных ископаемых в недрах. Только разведанные и правильно учтенные запасы представляют надежную основу для определения стратегии государства, компаний, регионов. Величина же запасов месторождения все время уточняется, и фактически становится достоверной оценкой только в момент прекращения добычи - в момент исчерпания экономического потенциала месторождения.

В настоящее время в России действуют классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа, утвержденные приказом Министра природных ресурсов РФ № 40 от 7.03.1997 года. Основным базовым понятием, позволяющим вести их учет, является понятие о месторождении. Месторождение - это геометризованный в результате геологоразведочных работ участок недр, содержащий скопление одного или нескольких полезных ископаемых, добыча которых в действующих экономических условиях рентабельна. Величина месторождения характеризуется его запасами, которые подсчитываются в пределах месторождения на основании результатов геологоразведочных и эксплуатационных работ. По действующему законодательству, обязательному государственному учету подлежат выявленные и экономически оцененные запасы, количество и качество, хозяйственное значение, горнотехнические, гидрогеологические, экологические и другие условия добычи, которые подтверждены государствен-ной экспертизой.

В соответствии с классификацией запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А1 (выявленные), А2 (разведанные) В (видимые), С1 (предполагаемые) и С2 (геологические). Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категории С3, прогнозные локализованные - категории Д1Л и прогнозные - категории Д1 и Д2.

Планирование добычи из действующих скважин производится на основании запасов А1, из новых скважин - на основании запасов А2. Планирование капиталовложений в промысловое строительство производится на основании запасов категорий А1+А2+В, составление перспективных проектов разработки - на основании запасов категорий А1+А2+В+С1. Запасы категорий С1+С2 служат для обоснования планов капиталовложений на геологоразведочные работы.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа. Для отнесения запасов к категории С1 должны быть установлены следующие параметры месторождения: тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов, определенных по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и методами геологических и геофизических исследований для данного района.

Запасы категории С2 - запасы залежи или ее части, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований в неразведанных частях залежи или примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий. Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения и частично могут быть использованы для составления проектных документов для разработки залежей.

Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленные для глубокого бурения ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренные проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытые бурением пласты разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Запасы этой категории обычно используются при планировании поисковых и разведочных работ.


Рис. 3.2. Нефтегазоносность Каспия и его побережья


Рис. 3.3. Схема перспектив нефтегазоносности Каспийского моря [Б.Сенин, 2002]


Рис. 3.4. Контуры нефтегазоносных бассейнов и главные месторождения Каспия [Д.Л.Федоров, 2001]


Рис. 3.5. Общая схема фонда структур и месторождений Каспийского моря [Б.Сенин, 2002]

К рис. 3.3. 1 - области ультраконцентраций углеводородов в районах месторождений-гигантов; интервалы удельных плотностей локализованных УВ ресурсов: 2 - более 100 тысяч тонн/км2; 3 - 10?100 тысяч тонн/км2; 4 - 1?10 тысяч тонн/км2; 5 - 0.1?1 тысяч тонн/км2; 6 - неперспективные области орогенов и неглубокого залегания (менее 0.5 км) фундамента; 7 - очаговые области, обогащенные дисперсным органическим веществом при частичном или полном отсутствии ловушек УВ; 8 - градиентные зоны вероятной разгрузки УВ (зона разломов, трещиноватости или размыва); 9 - месторождения УВ; 10 - площади, не давшие положительных результатов при поисково-оценочном бурении; 11 - перспективные структуры.

К рис. 3.5. 1 - месторождения нефти, газа и конденсата; индексы: залежи, открытые в период 1991-2001 годы (1 - Восточный Кашаган, 2 - Западный Кашаган, 3 - им. Ю.Корчагина-Широтное, 4 - Хвалынское, 5 - 170 км, 6 - Карабах, 7 - Ашрафи, 8 - Данулдузу, 9 - Шахдениз); 2 - перспективные структуры; индексы некоторых ключевых поднятий (а - Жамбой Южный - 2, 3; в - Курмангазы, с - Прибортное, d - Ракушечное, e - Центральное, f - Самур-море, g - Ялама-Самур, h - Хачмас-море); 3 - площади, не давшие положительного результата на период 01.01.1986 - 01.01.2001; индексы разбуренныхподнятий (1- Аралда-море, 2 - Песчаномысское, 3 - Ракушечное Западное, 4 -Ракушечное-море, 5 - им. Годинос, 6 - Советабад-море, 7 - Яшма дениз, 8 - Куркачидаг дениз, 9 - Мардакяны дениз, 10 - Гилавар, 11 - Хали, 12 - Яшма дениз, 13 - Тагиев, 14 - Огурджи, 15 - Западный Окарем Эрдекли, 16 - Ферсмана, 17 - Дашлы, 18 - Бяндован дениз, 19 - Ямантавс, 20 - Аташгях, 21 - Нефтечала дениз, 22 - Инам, 23 - Кюрдаши, 24 - Араз дениз, 25 - Талыш дениз, 26 - Ленкорань дениз); 4 - контуры нефтегазоносных провинций и их индексы (А - Прикаспийская, Б - Северо-Кавказско-Мангышлакская, В - Южно-Каспийская, Г - Арало-Северо-Устюртская); 5 - неперспективные земли.

Самой низкой достоверностью обладают запасы категории Д. Категория Д1Л характеризует прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью. Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Количественная оценка прогнозных ресурсов категории Д2 производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений.

Надо иметь в виду и то, что западная система классификации ресурсов и запасов углеводородов (система Общества инженеров-нефтяников SPE или Объединенная система SPE/WPC/AAPG) отличается от российской. Классификации SPE и SPE/WPC/AAPG выделяет доказанные, вероятные и возможные запасы. Доказанные запасы это расчетные количества сырой нефти, природного газа и сжиженных природных газов, которые, исходя из геологических и инженерных данных, могут обоснованно считаться извлекаемыми в ближайшие годы из разведанных залежей при существующих экономических и эксплуатационных условиях. Вероятные (запасы, подтвержденность которых составляет 60-80%) и возможные запасы рассчитываются, исходя из прогнозируемых экономических тенденций.

В последние годы российские нефтяные компании стали проводить аудит своих запасов по американским стандартам, и во многих случаях величина запасов оказалась существенно ниже зафиксированной в государственном балансе. Зарубежные эксперты считают, что только 50-60% запасов категорий А, В, С1 может соответствовать "доказанным" запасам. МЭА дает иную оценку: в "доказанные" запасы полностью включаются запасы категорий А, В и 30% категории С1, остальные 70% отнесены к "вероятным" запасам.

Согласно нефтегеологическому районированию, периферия Каспийского моря и его дно входят в состав трех основных нефтегазоносных бассейнов - Северокаспийского, Среднекаспийского и Южнокаспийского, в которых выделяются около 10 областей (рис. 3.2, 3.3). По другим геологическим критериям нефтегазоносности, акватория моря покрывает части четырех осадочных бассейнов - Северокаспийского, Североустюртского, Среднекаспийского и Южнокаспийского (рис. 3.4). Современное состояние фонда структур и месторождений показано на рис. 3.5 и табл. 3.2.

Углеводородный потенциал акватории Каспия связан с широким стратиграфическим диапазоном (периодами формирования) промышленной нефтегазоносности - от постплиоцена до девона (20-400 млн лет). В разных частях региона доминируют различные комплексы: на севере - девон-каменноугольный, в средней части - юрско-меловой, на юге - плиоцен-четвертичный. Всего к началу 2000 года в этих отложениях, включая морские продолжения сухопутных месторождений, выявлено 44 месторождения нефти и газа: 33 - в азербайджанской части Каспия, 8 - в туркменской, 2 - в российской, 1 - в казахстанской. За период 2000-2002 годы добавилось еще четыре месторождения - Хвалынское, им. Ю.Корчагина, Восточный Кашаган и Западный Кашаган, а также установлены нефтегазопроявления на поднятиях Лаганское и Ракушечное. Вместе с тем доля месторождений, подготовленных для разработки ресурсов непосредственно в море, пока еще не столь велика и находятся в основном в азербайджанском секторе. Из выявленных к началу 2002 года более 400 локальных структур около 60 подготовлено к глубокому бурению, открыто 48 новых нефтяных и газовых месторождений с суммарными доказанными запасами нефти 3.5-4.0 млрд тонн УТ.


Таблица 3.2. Общая характеристика фонда структур и месторождений Каспийского моря [Б.Сенин, 2002]

В границах моря Северокаспийский бассейн занимает самую южную часть Прикаспийской краевой впадины Восточно-Европейской платформы. Перспективы нефтегазоносности здесь связываются с наличием в мощном осадочном чехле трех комплексов пород: подсолевого, соленосного и надсолевого. Характерными примерами гигантских запасов углеводородов в данных условиях являются Астраханское серо-газоконденсатное и Тенгизское нефтяное месторождения. Первое содержит около 4 трлн м3 газа и 2 млрд тонн нефти и конденсата в совокупности (извлекаемые - 250 млн тонн конденсата, 450 млрд м3 газа), а геологические запасы нефти пока еще не полностью вскрытой части тенгизского месторождения, составляют 2.9-3.2 млрд тонн (извлекаемые - 1.3 млрд тонн жидких углеводородов).

Геологи предполагают, что в зоне мелководья между этими двумя месторождениями помещается группа подобных им крупных нефтяных ловушек, перекрытых соленосной покрышкой. Среди них - Морской Тенгиз, Восточный и Западный Кашаган и другие месторождения, относящиеся в основном к казахстанской части шельфа. Специалисты ENI считают, что самое крупное в мире нефтегазовое месторождение с запасами 10 млрд ТУТ находится в Западном Кашагане.

Другой перспективный бассейн - Среднекаспийский занимает самую погружную часть субширотной протяженной зоны между двумя расположенными на суше (Предкавказской на западе и Мангышлакской на востоке) нефтегазоносными провинциями. Здесь выявлены уходящие с суши в море месторождения Дмитриевское на российском шельфе и Западно-Каражанбасское на казахстанском. Самыми перспективными для выявления крупных залежей в Среднекаспийском бассейне считаются участки, где южный склон вала Карпинского (российское побережье) и Бузачинский регион (казахстанское побережье) продолжаются в море, а также Ялама-Самурский свод, расположенный под дном Каспия вблизи границы России и Азербайджана.

По утверждению Д.Федорова, количество извлеченного в Южнокаспийском бассейне за все время добычи нефти и газа (около 1.3 млрд тонн в нефтяном эквиваленте) составляет менее одной десятой доли потенциальных ресурсов. Если это так, то потенциальные запасы Южнокаспийского бассейна составляют как минимум 10-15 млрд тонн нефти. Пока же здесь разрабатываются в основном месторождения "золотого пояса", приуроченные к Апшерон-Балханскому порогу. Вероятные извлекаемые запасы нефти в самом крупном из известных месторождений - Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ), оцениваются в 800 млн тонн, газа - в 150 млрд м3. В целом же запасы нефтегазонакопления Апшерон-Балханского порога оцениваются в 3.86 млрд ТУТ.

Еще более крупные залежи, по прогнозам геологов, находятся на кромке Бакинского Архипелага и глубоководной котловины - там уже выявлено месторождение Шах-Дениз, где запасы газа составляют 1.4 трлн м3, конденсата - 320 млн тонн. Судя по результатам разведочного бурения, существует большая вероятность обнаружения значительных нефтегазовых ресурсов на крупных структурах Апшерон и Нахичевань, также расположенных на склоне морской глубоководной части Южнокаспийского бассейна. Существует предположение о том, что в Южнокаспийском бассейне сосредоточено более половины всех потенциальных запасов углеводородов всего Каспийского региона, а другая половина поровну распределена между Северокаспийским и Среднекаспийским бассейнами.


Таблица 3.3. Официальные количественные оценки углеводородных ресурсов Каспийского моря в 1979-1989 годы [Б.Сенин, 2002]


Таблица 3.4. Распределение доказанных запасов и ресурсов углеводородов по условным секторам Каспийского моря в 1989-1991 годы, млн тонн [Б.Сенин, 2002]

В 1960-е годы советские геологи оценивали прогнозные запасы нефти на шельфе Каспийского моря в 3.4 млрд тонн. В 1970-х годах здесь были открыты четыре уникальных месторождений: Жанажол (1973 год), Астраханское (1976 год), Тенгизское (1979 год) и Карачаганакское (1979 год). Согласно оценкам, сделанным в последний период существования СССР, суммарные запасы УВ на шельфе Каспия составляли 8-10 млрд ТУТ (табл. 3.3, 3.4).


Таблица 3.5. Экспертные оценки ресурсов углеводородов секторов Каспия по состоянию на начало 2000 года, млрд т.н.э.


Таблица 3.6. Разведанные и прогнозные запасы нефти Каспийского региона, млрд тонн [В.Кошинец и В.Василюк; О.Сергеева; С.Жильцов]


Таблица 3.7. Запасы нефти и газа стран Каспийского региона по состоянию на 2001 год [Ю.Шафранник, 2002]

В таблицах 3.3-3.7 и других учтены только прикаспийские территории России и Ирана.

Активизация поисково-разведочных работ, начавшаяся в 1994-1996 годах привела к существенному увеличению объема новой информации. Суммарная длина сейсмических профилей в период 1994-2000 годы возросла примерно в 1.5 раза, увеличилось количество разбуренных площадей, появилась конкретная информация по многим скважинам, на базе которых построена современная схема нефтегазогеологического районирования Каспия (рис. 3.5). В середине 1990-х годов доказанные запасы углеводородного сырья (нефть, газовый конденсат и газ) Каспийского региона стали оцениваться в 12 млрд ТУТ, в том числе, 7 млрд тонн нефти, а к 2001-2002 годам российские ученые доказанные запасы Каспия стали оценивать уже в 16-19 млрд тонн нефти, прогнозные - в 30 млрд тонн (табл. 3.5-3.7).

Есть и другие оценки (см. табл. 4.2-4.9, рис. 3.6).


Рис. 3.6. Схема распределения локализованных геологических ресурсов УВ по условным расчетным районам Каспийского моря: числитель - номер расчетного района, знаменатель - его УВ ресурсы в млрд тут [Б.Сенин, 2002]

Американские специалисты еще во времена СССР считали, что запасов в Каспийском регионе существенно больше, чем предполагали советские геологи. В докладе Государственного департамента США в 1994 году отмечалось: "Имея потенциальные запасы, достигающие 27.5 млрд тонн нефти, Каспийский регион может стать наиболее значимым новым игроком на мировом нефтяном рынке". Эта цифра затем, в мае 1997 года, была воспроизведена в докладе Совета национальной безопасности США, где указывалось, что в зону энергетической безопасности США "входит Каспийский бассейн с потенциалом нефтяных запасов в 200 млрд баррелей". В 1997 году в докладе Госдепартамента Конгрессу США было отмечено, что извлекаемые ресурсы нефти в Каспийском море составляют 30 млрд тонн. В докладе администрации Дж.Буша об энергетической стратегии США говорилось, что доказанные нефтяные запасы Азербайджана и Казахстана составляют приблизительно 20 млрд баррелей (около 3 млрд тонн), "что немногим больше, чем в Северном море, и немногим меньше, чем в Соединенных Штатах". По оценкам американских специалистов (табл. 3.8, 3.9), на июль 2001 года доказанные запасы нефти Каспия составляют около 5 млрд тонн, а совокупный потенциальный ресурс региона превышает 35 млрд тонн. По мнению экспертов EIA, Каспийский регион может стать вторым (после Персидского залива) по величине нефтеносности регионом мира. Но при этом обращает на себя внимание одна любопытная деталь - американские оценки ресурсов Казахстана, Азербайджана и Туркменистана завышены в 2-7 раза российских оценок и примерно совпадают с российскими оценками ресурсов России и Ирана.


Таблица 3.8. Нефтегазовые ресурсы Каспийского региона [US Energy Information Administration, 2001; US Western Geophysical]

Правда, вскоре после взятия Багдада Служба геологической разведки США подвергла сомнению данные о ресурсах Каспия. В частности, по мнению Службы, "цифра в два с половиной миллиарда тонн нефти, о которой заявляет правительство Казахстана, отражает данные обо всех, в том числе неизвлекаемых запасах углеводородов. Объем разведанных извлекаемых запасов в три раза меньше объявленных казахстанской стороной данных".


Таблица 3.9. Нефтяные ресурсы Каспия [Интерфакс-нефть, 1995, 5 декабря; Oil & Gas Journal, 1995, № 21]

Итак. Одни утверждают, что Каспийский регион по запасам углеводородов уступает нефтегазоносным провинциям мирового уровня - Ближнего Востока, Западной Сибири, Волго-Урала, другие, что запасы только нефти в недрах Каспия и по его периферии составляют 50 и более млрд тонн. События последних лет в целом подтверждают такие высокие оценки - в 2000/01-х годах в Азербайджане, Туркмении и Казахстане открыты месторождения с общим запасом около 10 млрд тонн. Так, запасы месторождения Восточный Кашаган, открытого в 2000 году на шельфе Северного Каспия (Казахстан, недалеко от порта Атырау), оцениваются в 2-10 млрд тонн. Норвежская фирма Statoil, производившая здесь разведочное бурение, летом 2000 года заявила: "Одно это месторождение помощнее всех месторождений Северного моря". Восточный Кашаган - самое крупное месторождение, найденное на Земном шаре с 1969 года, когда было открыто месторождение Прудхоу Бэй на Аляске. Как заметил аналитик, "после почти официального признания запасов Кашагана гигантскими, пусть даже без уточнения цифр, всё на Каспии пришло в движение".

Очень оптимистично оценивают ресурсы Каспия Л.Левин и Д.Федоров (рис. 3.7). Согласно им, для морской части Среднего и Южного Каспия могут быть намечены следующие пояса повышенных плотностей начальных потенциальных ресурсов углеводородов: 1 - пояс на севере Среднекаспийского бассейна с предполагаемыми залежами в отложениях мел-эоценовой и юрской систем, а также в терригенных коллекторах и рифовых массивах позднепермского-триассового возраста, подтвержденным открытием месторождений Хвалынское и Широтное; 2 - дугообразный пояс Терско-Каспийского и Северо-Апшеронского прогибов, Апшеронского грабена с предполагаемыми залежами в трех верхних нефтегазоносных системах; 3 - субмеридиональный пояс на востоке Среднего Каспия, включая Песчаномыское поднятие и впадину Казахского залива, с предполагаемыми залежами в отложениях верхнепермского-триасового, юрского и мео-эоценового комплексов; 4 - субширотный пояс Апшероно-Балханского порога с залежами преимущественно в плиоцен-четвертичной и, возможно, в двух нижележащих структурах; 5 - пояса вдоль западного и восточного континентальных склонов Южно-Каспийской котловины с предполагаемыми залежами преимущественно в отложениях олигоцен-миоценовой и плиоцен-четвертичной системах; 6 - субмеридиональный пояс центральной части Южно-Каспийской котловины с предполагаемыми залежами в плиоцен-четвертичной системе.

Суммарные ресурсы пяти систем (плиоцен-четвертичная, олигоцен-миоценовая, мел-эоценовая, юрская, верхнепермско-триасовая) Среднекаспийского и Южно-Каспийского бассейнов эти авторы оценивают в 62 млрд ТУТ; на долю Среднекаспийского бассейна приходится 20 млрд ТУТ, Южно-Каспийского - 42 млрд ТУТ. Полагают, что морские районы этих двух бассейнов, включая глубоководные котловины Среднего и Южного Каспия, содержат 39 млрд ТУТ потенциальных ресурсов и континентальные - порядка 23 млрд ТУТ. Причем около 35% ресурсов приходится на залежи в диапазоне глубин до 7 км, и они доступны для разведки и разработки, остальные 65% будут, как считают авторы, предметом освоения после 2010-2020 годов.


Рис. 3.7. Карта распределения начальных потенциальных ресурсов углеводородов в верхнепермско-четвертичных отложениях Каспийского региона. 1 - изолинии плотности потенциальных ресурсов, тысяч ТУТ/км2; 2 - месторождения нефти и газа; 3 - локальные объекты с плотностью потенциальных ресурсов более 1 млн тонн/км2; 4 - контуры областей с отсутствием потенциальных ресурсов [Л.Левин, Д.Федоров, 2001]

Значительны и ресурсы природного газа Каспийского региона, роль которого в XXI веке будет возрастать. По прогнозам американцев, общие (доказанные+возможные) запасы газа Каспийского региона составляют 17-20 млрд ТУТ (табл. 3.6, 3.7). Другие оценки в целом согласуются с ними. Вот некоторые выписки из литературных источников: доказанные запасы газа Каспия составляют 5.58 трлн м3, прогнозные - 12-18 трлн м3; по данным туркменского правительства, доказанные запасы газа Туркменистана составляют 2.89 трлн м3, возможные - 15-21 трлн м3; подтвержденные запасы газа в Казахстане составляют 1.8 трлн м3; промышленно извлекаемые запасы газа, по оценкам 1998 года, в Азербайджане превышают 1.5 трлн м3, перспективные - 3 трлн м3; разведанные запасы природного газа Астраханского газоконденсатного месторождения составляют 3.7 трлн м3. Немаловажно и то, что тут же рядом находится Узбекистан, входящий в первую десятку газодобывающих стран мира.

Согласно Ф.Дадашеву, на балансе ГКНАР находится 181 млрд м3 промышленных (А, В, С1) запасов газа, а вместе с разведанными, перспективными и прогнозными запасами - 2336 млрд м3. По мнению автора, на западном борту и в погруженной зоне Южно-Каспийской впадины в глубоководной центральной части Каспийского моря распространены гигантские и крупные газоконденсатные месторождения. Эта зона характеризуется распространением больших по размерам антиклинальных складок, разделенных широкими синклинальными прогибами, и наличием в разрезе продуктивной толщи апшеронской фации с кварцевыми песчаниками, с хорошими коллекторными свойствами. Исходя из данных разрабатываемых месторождений, общие запасы газа этой зоны Ф.Дадашев оценивает в 10-15 трлн м3 и нефти с конденсатом в 5-8 млрд тонн.

Естественно, приведенные выше показатели нефтегазоносности Каспия со временем могут возрастать по мере роста степени геологического изучения и реализации новых проектов. Средняя степень разведанности углеводородных ресурсов Каспийского моря сегодня не превышает 40% (табл. 3.10). Существенной проблемой до сих пор остается недостаточное количество плавучих буровых установок.


Таблица 3.10. Распределение прогнозных запасов нефти и газа между секторами Каспийского моря и степень их разведанности [А.Тищенко, 2001 г.]

К тому же, нефтегазоразведка на Каспии входит в качественно новую фазу. Перспективные площади Каспийского моря располагаются на глубинах моря до 700-1000 м. В настоящее же время наибольшие глубины моря, на которых осуществляется бурение и эксплуатация скважин, не превосходят 150-200 м. На Каспийском море ЛУКОЙЛ приступила к строительству полупогружной буровой установки, способной работать на глубинах моря до 800 м и бурить скважины глубиной до 8 км. Компания Sedco Forex готовит буровую платформу, способную вести работы на глубине моря до 105 м в режиме высоких температур и давлений. Американская компания Conoco намерена построить плавучую буровую установку, которая позволит вести работы на морских глубинах до 1000 м и бурить скважины глубиной до 9.14 км. На таких глубинах Каспия со времени начала разработки его шельфа бурение не проводилось.



3.3. Нефть российского сектора

Общая длина Российского побережья Каспия (рис. 3.8) составляет 695 км; к морю выходят территории Дагестана (490 км), Калмыкии (100 км) и Астраханской области (105 км). Площадь российской части акватории Каспийского моря по разным источникам составляет 64-77 тысяч км2.


Рис. 3.8. Схематическая карта перспектив нефтегазоносности российского шельфа Каспийского моря. I - Прикаспийская НГП; Iа - Укатненский прогиб; IIа - Полдневская зона поднятий; IIб - Зюдневский прогиб; IIв - Промысловская зона поднятий; IIг - Каспийско-Камышанская зона поднятий; IIIа - Восточно-Манычский прогиб; IIIб - Ногайская (Кизлярская) ступень; IV - Терско-Каспийский прогиб; IVа - Приморская антиклинальная зона поднятий [Е.Захаров, Н.Глухова, 2001]

В бытность СССР Россия у своих берегов ни разведку, ни добычу нефти почти не производила - в 1979 году северная зона шельфа Каспия была объявлена заповедной зоной, отдав тем самым предпочтение рыбе. Незначительная добыча нефти осуществлялась на калмыцком и дагестанском побережьях. Правда, всевидящее ЦРУ в 1989 году предупреждало: "Советский Союз готовится начать большую нефтяную игру в северной части Каспия". Но тогда у СССР не было оборудования, чтобы работать с месторождениями, расположенными на очень большой глубине (4-5 км) и под высоким (до 1000 атм) давлением, и по тогдашним оценкам советских геологов, прогнозные геологические ресурсы нефти Северного Каспия составляли 2-4 млрд тонн.

В 1993 году Правительство РФ приняло "Программу изучения и освоения углеводородных ресурсов Каспийского моря", и в том же году предприятие ЛУКОЙЛ-Морнефтегаз получило лицензию на геологическое изучение всего российского сектора. В 1995 году углеводородный потенциал российского сектора оценивали скромно - 2.8-3.1 млрд тонн УТ. В декабре 1995 году, начались комплексные исследования - ЛУКОЙЛ произвел сейсмическую разведку на акватории площадью 61 тысяч км2. Было выявлено 10 перспективных нефтегазоносных структур, а в результате бурения первой же поисковой скважины открыты два нефтегазоносных месторождения - Хвалынская и им. Ю.Корчагина.


Рис. 3.9. Конкурсные участки российского сектора Каспийского моря. 1 - Дербентский, 2 - Избербашский, 3 - Димитровский, 4 - Сулакский, 5 - Ялама-Самурский, 6 - Центральный, 7 - Сарматский.

В декабре 1997 года ЛУКОЙЛ выиграл первый российский конкурс на право пользования недрами участка дна в западной зоне Северного Каспия (участок Северный) и получил лицензию на разведку участка площадью 8,5 тысяч км2 (рис. 3.9). В мае 1999 года компания приступила к монтажу буровой установки "Астра" на структуре Хвалынская и летом начала бурение разведочной скважины, которое закончено в марте 2000 года на глубине 4.2 км. Выявлено семь нефтеносных горизонтов с прогнозными извлекаемыми запасами более 300 млн тонн углеводородов (60% - нефть, 40% - газ). Планируется, что максимальный уровень годовой добычи (15 млн тонн нефти) достигнет к 2006 году.

Летом 2000 года ЛУКОЙЛ приступил к бурению второй разведочной скважины на Северном Каспии - на структуре Широтная. Запасы месторождения им. Ю.Корчагина составляют 177.9 млн ТУТ по категориям С1 и С2, из них извлекаемых - около 90 млн тонн условного топлива. К маю 2001 года ЛУКОЙЛ пробурил 4 разведочные скважины, а сейчас на структурах Ялама-Самур и Центральная проводит геофизические работы. По оценкам специалистов ОАО ЛУКОЙЛ, суммарные начальные извлекаемые запасы по российскому сектору Каспийского моря составляют более 2 млрд ТУТ.

В общей сложности на начало 2002 года было подготовлено 10 структур и около двух десятков достаточно крупных неантиклинальных объектов. Большая часть подготовленных объектов располагается в акватории с глубинами моря до 50 м, и лишь две самых крупных структуры - Центральная и Ялама-Самурская - находятся в районах с глубинами от 300 до 500 м.

Поисковое бурение проведено в 4-х структурах - Хвалынской, 170-км, Широтной, Ракушечной. Пробурено 6 скважин (все продуктивны) общим метражом почти 19 тысяч метров. Запасы этих месторождений прошли экспертизу и поставлены на государственный баланс (табл. 3.11).


Таблица 3.11. Прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородов шельфа Северного Каспия [Е.Захаров, Н.Глухова, 2001]

Суммарные извлекаемые прогнозные ресурсы углеводородов лицензионного участка Северный оцениваются в 834 млн ТУТ, в том числе нефти - 269 млн тонн, газа 484 млрд м3, конденсата - 38.6 млн тонн, попутного газа - 42 млрд м3. По двум лицензионным участкам ОАО ЛУКОЙЛ Среднекаспийского свода (Центральному и Ялама-Самурскому) прогнозные извлекаемые ресурсы оцениваются в 1.1 млрд ТУТ, в том числе нефти - 1.06 млрд тонн, газа - 3.07 млрд м3, конденсата - 240 млн тонн.

В 2001-2002 годах планировалось проведение геофизического изучения двух участков - Ракушечного и Сарматского, а затем структур Яламо-Самур и Центральная. К маю 2001 года ЛУКОЙЛ пробурил 4 разведочных скважины на структурах Ялама-Самур и Центральная и продолжает проведение геофизических работ. Добыча углеводородов предусматривается в заповедных зонах Северного Каспия и дельты Волги.


Таблица 3.12. Промышленные запасы углеводородов месторождений в Среднем Каспии, утвержденные ЦКЗ МПР России и поставленные на государственный баланс [А.Новиков, 2002]

Извлекаемые ресурсы углеводородного сырья российского шельфа Каспия составляют 850 млн тонн условного топлива, в том числе более 500 млн тонн нефти (табл. 3.12). Прогнозные ресурсы углеводородов Российского сектора, по экспертным оценкам ООО НК "ЛУКОЙЛ" составляют около 6.7 млрд тонн условного топлива (табл. 3.13), а по экспертным оценкам специалистов МПР - 5.4-5.6 млрд ТУТ. Но, говоря об их разработке, нужно учесть два обстоятельства. Во-первых, большая глубина залегания продуктивных пластов (девон) делает их освоение на сегодняшний день экономически невыгодным. Так, добыча нефти на Астрахано-Калмыцком шельфе экономически выгодна при реализации всей продукции по 16-17 долларов за баррель на входе в магистральный нефтепровод, что соответствует мировым ценам 21-23 доллара за баррель. Более мелкие объекты не рентабельны для освоения при действующей налоговой системе. И, во-вторых, ЛУКОЙЛ, располагая значительными запасами в Западной Сибири, вряд ли будет форсировать добычу каспийской нефти - ему это экономически невыгодно.


Таблица 3.13. Прогнозные ресурсы углеводородов российского сектора и лицензионных территорий ОАО ЛУКОЙЛ на 1 января 2002 года [А.Новиков, 2002]


Таблица 3.14. Ресурсы углеводородов месторождений разведанных и подготовленных структур [А.Новиков, 2002]

Летом 2000 года ЮКОС, ЛУКОЙЛ и Газпром подписали учредительные документы о создании совместного предприятия - Каспийской нефтяной компании (ООО КНК) в равных долях. Перспективные суммарные извлекаемые запасы лицензионного участка КНК площадью 14 тысяч км2 на северной части российского сектора (в непосредственной близости от дельты Волги) оценены в 240 млн тонн нефти.

Извлекаемые ресурсы всего российского сектора Каспийского моря специалисты ОАО ЛУКОЙЛ оценивают в 4.5 млрд ТУТ, в том числе нефти - 1.06 млрд тонн, газа - 3.07 млрд м3, конденсата - 240 млн тонн (табл. 3.13). Вице-президент ЛУКОЙЛа А.Новиков утверждает: "Разведанные запасы позволяют начать добычу углеводородов в 2005-2006 годах и поддерживать добычу на уровне 10 млрд м3 газа и 4 млн тонн нефти в год на протяжении 15-20 лет. С учетом прогнозной оценки и реализации в полном объеме программы геологоразведочных работ в 2016-2018 годы можно довести добычу до 50 млн тонн нефтяного эквивалента в год".

В 2000 году Калмыкия добывала 0.184 млн тонн нефти и 0.08 млрд м3 газа. Предусмотрен ввод в разработку месторождений Каспийское (извлекаемые запасы нефти 2.7 млн тонн) и Улан-Хольское (запасы газа - 178 млн м3, конденсата - 50 тысяч тонн). Очень большие надежды Калмыкия возлагает на морскую добычу. По свидетельству Председателя Правительства Республики Калмыкия А.Дорждеева, "извлекаемые ресурсы прилегающей к Калмыки части шельфа Каспия составляют порядка 1.2 млрд тонн нефти". По его же словам, уже в ближайшие годы республика может выйти на уровень добычи двух миллионов тонн нефти в год. Президент Калмнефти В.Болдырев сообщает, что разведанные промышленные запасы Калмыкии составляют свыше 80 млн тонн нефти и 20 млрд м3 газа, а нефтяные ресурсы шельфа Калмыкии он оценивает в 2 млрд тонн.

С целью разработки калмыцкого шельфа между Калмнефтью и Татнефтью заключено соглашение сроком на 24 лет о сотрудничестве и совместной разработке каспийских месторождений, совместно с Итерой учреждена новая компания Юг-Нефтегаз. Сообщалось также, что к шельфу Калмыкии проявляют интерес и японские нефтяные компании.

За более чем вековую историю в Дагестане было открыто 52 месторождения, из которых суммарно извлечено около 40 млн тонн нефти и конденсата и 30 млрд м3 природного газа. В настоящее время ОАО Роснефть-Дагнефть располагает 41 месторождением, 5 из которых газовые, а эксплуатационный фонд составляют 145 скважин, из них 91 - действующая. Текущие извлекаемые запасы (категории А+В+С1) Дагестана составляют 14 млн тонн нефти и 45 млрд м3 газа, предварительно оцененные (категория С2) - 15 млн тонн нефти и 58 млрд м3 газа. Таким образом, реальные резервы углеводородов по уже открытым месторождениям Дагестана достигают 30 млн тонн нефти и конденсата и свыше 100 млрд м3 природного газа. Ресурсы категории С3+Д1+Д2, зафиксированные в государственном балансе республики, составляют 273 млн тонн нефти и конденсата и 465 млрд м3 газа. Ресурсы углеводородов на дагестанском шельфе оценены в 132 млн тонн нефти и 293 млрд м3 газа. Максимальный объем добычи нефти (2.2 млн тонн) в Дагестане был достигнут в 1970 году. В настоящее время добывается около 0.35 млн тонн нефти (57% от 1990 года) и 0.75 млрд м3 газа в год (93% от 1990 года). Добытая нефть экспортируется через Новороссийск, а газ используется здесь же, покрывая 30% потребностей республики в природном газе.

Степень изученности разведочными работами дагестанского шельфа Каспийского моря не превышает 1-2%. Морское бурение проводилось только в пределах Южно-Дагестанского участка. Впервые из-под дна Каспия нефть была получена в 1950 году на месторождении Избербаш, а чисто морское месторождение было открыто в 1974 году на площади Инчхе-море (рис. 3.10). Извлекаемые запасы этого месторождения категории А+В+С1 составляют 3 млн тонн нефти и 1.2 млрд м3 газа, прогнозные категории С2 - 5 млн тонн нефти, 1 млн тонн конденсата и 15 млрд м3 газа - всего 21 млн тонн нефтяного эквивалента. Сообщалось, что лицензией на месторождение Инчхе-море владеет концерн Casp Oil Development, созданный британской J.P.Kenny (30.5%), российской Роскаспнефтью (39.5%) и АО Дагнефтью (30%).


Рис. 3.10. Схема тектоники и нефтегазоносности Дагестанского Терско-Каспийского прогиба. 1 - административные границы Республики Дагестан; 2 - границы Терско-Каспийского прогиба; 3 - глубинные разломы; 4 - разрывы, развитые на поверхности; 5 - изогипсы (в км) по кровле палеозойского фундамента (предполагаемые); 6, 7 - поднятия: 6 - сквозные, 7 - погребенные; 8-12 - месторождения: 8 - нефти, 9 - газа, 10 - нефти и газа, 11 - газоконденсата, 12 - нефти и газоконденсата. Названия месторождений: 1 - Новолакское, 2 - Шамхалбулакское, 3 - Тернаирское, 4 - Махачкала-Тарки, 5 - Димитровское, 6 - Ачисинское, 7 - Избербашское, 8 - Инчхе-море, 9 - Гашинское, 10 - Селлинское, 11 - Каякентское, 12 - Берикей, 13 - Дузлак, 14 - Дагестанские Огни, 15 - Хошмензил [Д.Мирзоев, В.Пирбудагов, 2001]

Руководство АО Дагнефть в 1990-1993 годах предприняло ряд попыток привлечь иностранные компании (Fracmaster, Amoco, Unocal, Total, J.P. Kenny) к разработке нефтяных месторождений дагестанского шельфа, но они не увенчались успехом. 20 августа 1997 года Министерство природных ресурсов Российской Федерации и Правительство Республики Дагестан подписали постановление о проведении конкурса на право недропользования с целью геологического изучения (сроком на 5 лет) и добычи нефти и газа (сроком на 20 лет) на территории 10-мильной зоны шельфа Республики Дагестан (рис. 3.9). Характеристики конкурсных участков приведены в табл. 3.15. Потенциальные углеводородные ресурсы дагестанского шельфа по оценке Института геологии ДНЦ РАН составляют 340 млн тонн нефти и 540 млрд м3 газа.


Таблица. 3.15. Характеристики конкурсных блоков Дагестана

Интерес к дагестанскому шельфу вначале проявили даже такие компании, как Chevron и Mobil, но затем, то ли из политических соображений, то ли из иных, они отказались участвовать в конкурсе. Но в конкурсе участвовала самая крупная российская нефтяная компания ЛУКОЙЛ и проиграла. Конкурс проходил 15-17 июня 1998 года, его победителями по двум блокам (Избербашский и Сулакский) стала ОАО Геотермнефтегаз, а по двум другим (Дербентский и Димитровский) - консорциум Каспойл, в состав которого входят АО Дагнефть, канадская компания CanArgo и ЗАО "Каспий 2".

Ожидалось, что за первые пять лет освоения месторождения на дагестанском шельфе общая сумма капиталовложений составит 150 млн долларов. Планировалось также, что вся дагестанская нефть будет перерабатываться на строящемся с участием американской фирмы J.P. PEDD в районе Нового Хушета нефтеперерабатывающем заводе мощностью первой очереди 300 тысяч тонн ГСМ в год.

Однако прошло 3-4 года, а разговоры о дагестанской нефти почти сошли на нет. Но после открытия Хвалынского месторождения можно было ожидать нового всплеска интереса к дагестанскому шельфу. Так оно и случилось. Однако эффект от этого всплеска почти нулевой. В феврале 2000 года был подписан меморандум "О взаимопонимании между Республикой Дагестан и ОАО НК ЛУКОЙЛ", который не дал никаких плодов. 30 мая 2001 года было подписано рамочное Соглашение между Правительством РД и нефтегазовой компанией Славнефть о сотрудничестве в освоении дагестанского участка шельфа Каспийского моря. Планировалось создать компанию Славнефть-Дагестан и, как заверял президент Славнефти М.Гуцериев, "на первом этапе 2001-2002 годы компания планирует вложить в проект 70 млн долларов". Обещания остались не реализованными. Правда, в Дагестане циркулируют слухи, что какой-то француз, представитель компании TotalFinaElf, якобы сказал: "У вас тут второй Кувейт. Только вы этого пока не знаете". Правда и то, что было это сказано на банкете после дегустации дагестанского коньяка. А может быть прав тот француз - степень изученности дагестанского шельфа не превышает 1-2%. Скоро, очевидно, все прояснится - в августе 2003 года началось бурение на побережье Дербентского блока.



3.4. Каспий - конкурент Персидскому Заливу?

Сегодня в силу малой геологической изученности региона, в силу рекламности или, наоборот, засекреченности результатов разведки, трудно говорить о действительных запасах углеводородов Каспия. Картина, по-видимому, проясниться в ближайшие годы, когда начнется процесс заполнения основных экспортных трубопроводов.

Сегодня с определенной долей уверенности можно констатировать, что доказанные извлекаемые запасы Каспийского моря составляют 5-10 млрд тонн нефти и 5-10 трлн м3 газа. По объемам нефти Каспий уступает лишь государствам Ближнего Востока и России, по запасам газа - России, Катару, Ирану (см. табл. 2.11, 2.17). Конечно, столь значительные ресурсы не могли игнорировать международные нефтяные монополии и, несомненно, Каспийский регион в XXI веке станет одним из основных поставщиком энергоресурсов на мировой рынок.

Однако добыча каспийской нефти и ее доставка потребителю - дело очень непростое. Особенно это касается больших глубин, где высокие пластовые давления и температуры предъявляют порой просто невыполнимые требования к материалам и технологиям. Транспортная инфраструктура, удовлетворяющая импортера, в регионе только налаживается и требует громадных вложений. По оценке НИИ экономики ФРГ, добыча и транспортировка нефти из Саудовской Аравии в Европу в 20 раз дешевле, чем с Каспия. Возможно, цифра и завышена, но порядок различий передает достоверно. И МЭА утверждает, что добыча и доставка каспийской нефти в США обойдется много дороже, чем освоение ресурсов Мексиканского залива, Карибского моря и Гвинейского залива куда, кстати говоря, вкладывается значительно больше средств, чем в каспийские проекты.

Таким образом, можно утверждать, что Каспий ни сейчас, ни в обозримом будущем не сможет конкурировать с Персидским заливом на мировом рынке нефти. Директор Бостонского института анализа проблемы энергетической безопасности Сара Эмерсон в июне 2002 года четко констатировала: "Проблема с диверсификацией источников нефти, находящихся за пределами Ближнего Востока, заключается в том, что там просто нет нефти". По самым оптимистичным прогнозам каспийская нефть может составить 5-6% мировой нефти. Запад никогда не рассматривал Каспий как конкурента Персидского залива - ему с самого начала отводилась роль ослабителя давления со стороны основных производителей нефти - России и ОПЕК. По мнению итальянского аналитика Ф.Виелмина, "Каспийскую карту можно рассматривать сквозь призму Национальной энергетической стратегии США (CNES), главный интерес которой заключается в контроле над мировыми энергетическим равновесием, где ключевым элементом является создание энергетического источника, альтернативного Персидскому заливу". Мне же представляется, что каспийская нефть нужна Западу, прежде всего, и главным образом, как альтернатива российской нефти.

1 Примерно до 1900 года газолиновая фракция С4-С10 была взрывоопасным побочным продуктом нефтепереработки, от которого производители избавлялись, сжигая или выливая в реки. В США объемы продаж бензина превысили объемы продаж керосина в 1910/11-х годах, когда фордовский легковой автомобиль поступил в продажу.

2 По моим прикидкам за время эксплуатации из недр Азербайджана извлечено всего 800-850 млн тонн нефти.

3 Надо заметить, что и страны ОПЕК завышают запасы нефти, поскольку квоты добычи напрямую связаны с величиной запасов.

© alee 2002