Перспективные районы в России Западная Сибирь

Является традиционным регионом добычи углеводородов компанией, поэтому бóльшая часть нефтяных месторождений характеризуется высокой степенью выработанности. Перспективы увеличения добычи углеводородов в регионе связаны с приобретением новых лицензий, ростом объемов бурения и применением геолого-технических мероприятий (гидроразрыв пласта, бурение боковых стволов и горизонтальных скважин и др.). Прирост добычи углеводородов ожидается также за счет разработки газовых месторождений в регионе.

Имилорское+Западно-Имилорское и Источное месторождения

В 2012 году ЛУКОЙЛ укрепил свою базу в регионе за счет приобретения лицензии на Имилорское+Западно-Имилорское и Источное месторождения. Участок, включающий месторождения Имилорское+Западно-Имилорское и Источное, находится на территории Сургутского района ХМАО-Югры. На 01.01.2012 г. его геологические запасы нефти (С1+С2) были оценены в 855,5 млн тонн, извлекаемые (по тем же категориям) - в 193,7 млн тонн. Имилорское месторождение находится в непосредственной близости от Тевлинско-Русскинского месторождения "ЛУКОЙЛа", и в геологическом отношении является его близким аналогом. Ранее сообщалось, что в будущем компания планирует перерабатывать 30% добываемой на участке нефти на Пермском НПЗ.

Геологические и извлекаемые запасы нефти в пределах участка по состоянию на 1 января 2012 года составляют соответственно 855,5 и 193,7 млн т по сумме категорий С1 и С2. Получение лицензии на столь крупные месторождения позволит компании существенно прирастить запасы и в дальнейшем увеличить добычу в стратегическом для нее регионе.

"ЛУКОЙЛ" рассчитывает добыть первую нефть на Имилорском месторождении в 2015 г. Имилорское месторождение способно обеспечить "ЛУКОЙЛу" существенный прирост добычи нефти в ближайшие годы.

Тимано-Печора

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция обладает значительным потенциалом роста добычи. За счет разработки месторождений с помощью новых технологий Компания планирует ускорить ввод в разработку запасов тяжелой нефти, на которые пришлось 4,4% всех доказанных запасов углеводородов Компании. Бóльшая часть запасов тяжелой нефти Компании располагается на Ярегском и Усинском месторождениях. Перспективы увеличения добычи углеводородов в регионе связаны также с разработкой месторождений им. Р. Требса и А. Титова в рамках СП.

Месторождения им. Р. Требса и а. Титова

В 2011 году Компания и ОАО АНК «Башнефть» создали СП по разработке нефтяных месторождений им. Р. Требса и А. Титова. Доля ОАО «ЛУКОЙЛ» в проекте разработки этих месторождений составляет 25,1%. Начало добычи ожидается в 2013 году. Проект на пике предполагает добычу 4,8 млн т/год. ЛУКОЙЛ реализует существенный синергетический эффект от использования собственной нефтетранспортной инфраструктуры (нефтепровод Южное Хыльчую–Варандей и Варандейский терминал) для экспорта нефти с месторождений.

Восточно-Ламбейшорское месторождение

Открытое в 2011 году Восточно-Ламбейшорское месторождение, находящееся в Денисовской впадине, уже в 2012 году дало первую добычу: были введены в пробную эксплуатацию три разведочные скважины, суммарный дебит по которым составил 1,4 тыс. т/сут. Добыча нефти в 2012 году составила 0,4 млн т. Ожидаемый уровень добычи в 2013–2015 годах составляет 0,8 – 1,2 млн т/год нефти. Целевой уровень добычи составляет 1,3 млн т/год. Доказанные запасы нефти на конец 2012 г. составили 81 млн барр.

Ярегское месторождение

Ярегское месторождение является крупнейшим месторождением высоковязкой нефти Компании с доказанными запасами 314 млн барр., что с учетом высокой плотности нефти эквивалентно 47 млн т. С середины 2012 года на нефть Ярегского месторождения действует льготная ставка экспортной пошлины в размере 10% от стандартной. Проект на пике предполагает добычу 3,1 млн т/год.

Усинское месторождение (пермокарбоновая залежь)

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения является вторым по размеру источником высоковязкой нефти Компании.

Эта нефть также попадает под налоговую льготу по системе «10-10-10». Целевой уровень добычи нефти составляет 2,5 млн т/год.

Доказанные запасы углеводородов на конец 2012 года составили 444 млн барр. н. э.

Северный Каспий

Северный Каспий в среднесрочной перспективе является для Компании одним из ключевых регионов роста добычи нефти и газа за счет разработки крупных месторождений, открытых в 2000-х годах. Компания уделяет особое внимание развитию ресурсного потенциала этого региона. За счет доразведки месторождений в регионе увеличение доказанных запасов углеводородов Компании в 2012 году по международным стандартам составило 109 млн барр. (+14,9% к 2011 году).

Месторождение им. Ю. Корчагина

В 2010 г. ОАО «ЛУКОЙЛ» впервые начало добычу в российском секторе Каспийского моря – на месторождении им. Ю. Корчагина. В 2012 г. добыча нефти на этом месторождении выросла на 135%. Целевой уровень добычи нефти составляет 2,4 млн т/год благодаря бурению протяженных горизонтальных скважин с высоким уровнем сложности. Доказанные запасы углеводородов на конец 2012 года составили 86,5 млн барр. н. э.

Месторождение им. В. Филановского

Вторым месторождением, которое ЛУКОЙЛ запустит на Каспии, является месторождение им. В. Филановского. Начало добычи запланировано на конец 2015 г. с выходом на плановый уровень – 6,1 млн т в 2016 году. В настоящее время идёт активное строительство инфраструктурных объектов для месторождения – морских платформ, трубопроводов, оборудования. Месторождение им. В. Филановского является наиболее крупным в данном регионе, к тому же в отличие от ранее открытых месторождений оно является преимущественно нефтяным. Доказанные запасы углеводородов здесь на конец 2012 года составили 487 млн барр. н. э.

Газовые месторождения Большехетской впадины

Основой газодобычи Компании в России являются месторождения Большехетской впадины. Ключевым действующим газовым месторождением Компании является Находкинское, давшее в 2012 году около 95% добычи природного газа Компанией в России.

В перспективе планируется запуск не менее крупных газовых месторождений – Пякяхинское (2016 год), Южно-Мессояхское (2018 год) и Хальмерпаютинское (2019 год). В ближайшие

10 лет благодаря этим месторождениям добычу природного газа Компанией в России планируется более чем удвоить.

При достижения проектного уровня суммарная добыча природного газа на всех месторождениях Большехетской впадины составит 20 млрд м3.

Доказанные запасы углеводородов на конец 2012 года на месторождениях Большехетской впадины составили 2 140 млн барр. н. э.