ЛУКОЙЛ не нашел нефть на шельфе Балтийского моря

ЛУКОЙЛ не нашел запасов нефти на четырех блоках на шельфе Балтики, а еще один блок признал нерентабельным по итогам бурения в 2016-2017 годах. Компания потратила на "сухие" скважины менее $45 млн, утверждает ее представитель.
ЛУКОЙЛ признал нерентабельными пять блоков на шельфе Балтийского моря, где компания проводила геологоразведку в 2016-2017 годах.
По причине отрицательных результатов поискового бурения в 2016-2017 годах из комплексной программы освоения шельфа Балтийского моря ЛУКОЙЛа исключены структуры D2, D9, D18, D19, говорится в презентационных материалах к стратегии ЛУКОЙЛа до 2027 года. Десятилетнюю стратегию планируется рассмотреть на совете директоров ЛУКОЙЛа в конце ноября - начале декабря, РБК ознакомился с этими материалами. Два сотрудника ЛУКОЙЛа подтвердили РБК их подлинность.
Еще одно месторождение, открытое на блоке D29, также исключено из программы "по причине несоответствия корпоративным требованиям к экономической эффективности", говорится в материалах.
В 2016-2017 годах компания пробурила на шельфе Балтики четыре поисково-разведочные скважины, рассказал вице-президент ЛУКОЙЛа по геологоразведке и разработке Илья Мандрик 12 сентября на конференции RAO Offshore в Санкт-Петербурге. По его оценкам, компания потратила на геологоразведку в регионе в общей сложности более 25 млрд руб. Речь идет о затратах ЛУКОЙЛа на разработку на шельфе Балтики с 2006 по 2017 год, уточнил РБК источник, близкий к ЛУКОЙЛу. Но про "сухие" скважины Мандрик тогда не говорил.
Декан факультета геологии и геофизики нефти и газа РГУ им. Губкина Александр Лобусев оценивает стоимость бурения одной скважины на шельфе Балтики в $20-30 млн. Чиновник Роснедр оценивает стоимость такой скважины минимум в $20 млн. По оценкам Лобусева, запасы на таких участках подтверждаются бурением в 70% случаях, но "от неудач никто не застрахован". Если блоки объединены в единые геологические залежи, подтвержденные результатами сейсморазведки, то для того, чтобы принять решение о том, разрабатывать участок или признать его "сухим", достаточно пробурить одну скважину на блок, добавляет он. То есть если речь идет о пяти скважинах, компании придется списать минимум $100-150 млн (6-9 млрд руб.) инвестиций из-за этих пяти блоков, заключает эксперт.
По словам представителя ЛУКОЙЛа, компания пробурила скважины в 2016-2017 годах только на двух блоках (D2 и D18) в Балтийском море. "Перспективы нефтегазоносности на данных объектах не подтвердились, что является обычной ситуацией в сфере геологоразведочных работ", - добавил он. Суммарные затраты на строительство скважин на этих двух блоках он оценил в сумму менее $45 млн (около 2,755 млрд руб.). Бурение еще на двух участках (D9 и D19) было отменено из-за пересмотра перспектив нефтегазоносности и данных сейсморазведочных работ 3D, сказал собеседник РБК.
По словам представителя ЛУКОЙЛа, в тот же период компания пробурила две разведочные скважины на месторождении D33, которые подтвердили извлекаемые запасы нефти в объеме 21,1 млн т, что стало крупнейшим открытием в Балтийском регионе за последнее время.
Представитель Минприроды не ответил на запрос РБК.
Всего у ЛУКОЙЛа на Балтике девять месторождений, добычу компания ведет только на одном - Кравцовском, которое приносит ежегодно около 400 тыс. т, следует из материалов ЛУКОЙЛа.
К 2027 году компания рассчитывает добывать на новых месторождениях 4,8 млн т в год, большая часть из которых будет приходиться на блок D33 (2,7 млн т). Добычу на этом месторождении компания планирует начать в 2024 году, говорится в материалах стратегии.
Инвестиции в геологоразведку, разработку и строительство инфраструктуры на шельфе Балтики с 2018 по 2027 год в презентации оцениваются в 116 млрд руб., 77 млрд из которых потратят на обустройство и доразведку блока D33. Для освоения шельфа Балтики должно быть построено три морские платформы, более 100 км трубопроводов, пробурено 35 эксплуатационных скважин, говорил Мандрик в сентябре.
По прогнозам Лобусева, на тех участках, где ЛУКОЙЛу удалось доказать запасы нефти, разработка окупит себя быстрее, чем на традиционных месторождениях в Западной Сибири, из-за сравнительно недорогой логистики доставки этой нефти на экспорт.