Вестник МГТУ. 2015, №3.

Вестник МГТУ, том 18, № 3, 2015 г. стр. 377-385 383 Несмотря на небольшой объем, морская нефтегазодобыча уже значительно влияет на индустриальное и социально-экономическое развитие регионов. В частности, благодаря проектам Сахалин-1 и Сахалин-2, добыча нефти и газа на Дальнем Востоке (суша и шельф Сахалина) увеличилась за последнее десятилетие в 10 раз (более 15 млн т в 2011 г.). С учетом начала добычи в конце 2013 г. первой нефти Приразломного месторождения ее максимум в 6–6.5 млн тонн будет достигнут не ранее 2020 г., что обеспечит не более 1.3 % от общероссийской добычи (при ее сохранении на уровне последних лет) и менее 0.15 % от мировой. В 2013 и 2014 гг. добыча на Приразломном НМ составила 10 и 262 тыс. т. В последнее десятилетие стабильно росла добыча газа на морских месторождениях Сахалина, что позволило значительно перестроить энергообеспечение Дальневосточного региона. Основной вклад в морскую газодобычу России (58.3 %) вносит Юрхаровское НГКМ − 38.84 млрд м 3 в 2014 г. (на 1.4 % больше, чем в 2013 г.). Незначительный рост газодобычи в 2014 г. (до 66.65 млрд м 3 ; на 1.3 % по сравнению с 2013 г.) объясняется выходом разрабатываемых месторождений на максимально возможный уровень (рис. 6). За счет освоения новых месторождений (Киринского, Аркутун-Дагинского, Приразломного, им. Филановского и др.) возможен дальнейший активный рост объемов газодобычи. Рис. 6. Морская газодобыча в России На основе мирового опыта освоения морских месторождений при оптимистичном прогнозе на открытых акваториях Арктики потребуется не менее 10–15 лет с момента открытия месторождения до начала добычи углеводородов. Период времени в годах от открытия до ввода в эксплуатацию известных морских разрабатываемых месторождений составил: Приразломное – 24, Одопту-море − 33, Чайво − 26, Лунское − 25, Аркутун-Дагинское – 25, Киринское – 21, Snohvit – 23, Hibernia – 18, Пильтун-Астохское и Кашаган – 13 (15?), Endicott – 9. При этом отметим, что начавшаяся в сентябре 2013 г. разработка Кашагана в субарктических условиях Северного Каспия, проводимая альянсом лидеров мировой индустрии ENI Agip, Total, Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips, приостановлена на длительный срок из-за вскрывшихся многочисленных проблем с транспортировкой углеводородов по подводным трубопроводам; промышленная добыча будет налажена, видимо, лишь в 2015 г. Состояние подготавливаемых к разработке норвежских месторождений Goliat и Aasta Hasteen свидетельствует о том, что до первой добычи пройдет не менее 15 и 20 лет соответственно. Для 25 широко известных морских месторождений УВ среднее время от открытия до ввода в разработку и получения первого продукта превысило 21 год. Таким образом, в России до 2025 г. добыча нефти может быть начата только на уже открытых месторождениях Печорского моря, да и то не на полную мощность. При этом уровень добычи нефти на шельфе Арктики даже по оптимистичному сценарию не сможет превысить 18 млн т. Сейсмический мониторинг разработки морских месторождений При разработке морских месторождений за рубежом все более широкое применение получил сейсмический мониторинг, позволивший повысить на ряде месторождений коэффициенты извлечения нефти до 50–60 %. В России освоение всех морских месторождений сопровождается трехмерной сейсморазведкой (3D),