Глубоководное будущее нефти и газа

Почти половина запасов нефти и газа, запланированных для разработки в течение ближайших пяти лет, будет находиться в глубоководных районах, предсказывают эксперты Wood Mackenzie (WM). По их оценкам, добыча глубоководной нефти вырастет с 10 млн баррелей в сутки в 2021 году (6% мирового предложения) до более чем 17 млн баррелей в сутки к 2030 году.

В докладе «Изучаем преимущества глубоководной нефти» (Exploring the deepwater advantage) эксперты WM рассказывают о блестящих перспективах глубоководной добычи нефти и газа и обращают внимание на ее особенность — пока разрабатываются только лучшие резервуары с максимальной расчетной конечной отдачей (estimated ultimate recovery, EUR) на скважину. То есть со временем речь может пойти о разработке менее богатых, но более распространенных участков.

EUR для глубоководных скважин в среднем составляет 12 млн бнэ для нефтяных скважин и 43 млн бнэ для газовых скважин. Для сравнения, средний мировой показатель по отрасли составляет менее 1 млн бнэ на скважину.

Более высокий EUR означает, что требуется меньше скважин, а экономика глубоководных проектов очень чувствительна к количеству необходимых эксплуатационных скважин. Бурение обходится дорого, каждая скважина обычно стоит несколько десятков миллионов долларов или больше. Сопутствующее подводное оборудование может стоить столько же. В результате общие затраты на скважину и подводные работы часто составляют более половины общих капитальных затрат на глубоководных объектах.

Глубоководный сектор — не есть нечто новое, напоминают в WM. На сегодняшний день в отрасли уже завершено более 6600 глубоководных эксплуатационных скважин и в базе агентства еще 2300 будущих скважин. Однако устоявшегося обозначения, какая скважина считается «глубоководной», не принято. Некоторые источники предлагают считать глубоководной скважину на глубине более 600, в других статьях можно прочитать «только в Мексиканском заливе имеется около 3400 глубоководных скважин с глубиной более 150 метров».

По оценкам WM эти 8 900 скважин позволят извлечь 138 миллиардов баррелей нефти и газа, что в среднем составляет 15 миллионов бнэ на скважину. 

Основные запасы и скважины сосредоточены в нескольких бассейнах, причем на Бразилию, Мексиканский залив США и Анголу в сумме приходится три четверти всех объемов.

Бразилия, сообщает WM, занимает первое место с 36 миллиардами баррелей запасов и более 2600 скважин, из  которых более 75% уже завершены. Средний показатель — 14 млн бнэ на скважину. Однако надо учитывать, что первые разработки глубоководных месторождений в Бразилии происходили в основном на надсолевых месторождениях бассейна Кампос, где более тяжелая нефть и технологии бурения 1980-х годов ограничивали среднюю EUR до 8 млн бнэ на скважину. Напротив, недавние инвестиции в основном направлены на подсолевые месторождения бассейна Сантос, где в среднем EUR составляет 27 млн бнэ на скважину.

На втором месте находится Мексиканский залив (21 миллиард баррелей) и более 2400 скважин. Типичный показатель в 9 млн бнэ на скважину ниже среднемирового показателя, отчасти из-за большого количества небольших месторождений, разрабатываемых вокруг узлов инфраструктуры.

Ангола занимает третье место с 11 миллиардами баррелей и примерно 1100 скважин, что дает в среднем 10 миллионов бнэ на скважину. EUR обычно лучше в олигоценовых турбидитовых коллекторах с более легкой нефтью и ниже в более мелких турбидитовых коллекторах миоцена с немного более тяжелой нефтью, уточняют в WM.

Нигерия занимает четвертое место с 7 миллиардами баррелей и средним показателем 16 миллионов бнэ на скважину. Более легкая нефть с большим количеством попутного газа является одной из причин, по которой ее коллекторы превосходят аналогичные турбидитовые песчаники в Анголе.

Гайана входит в пятерку лучших с 2015 года с более чем 6 миллиардами баррелей и средним показателем 24 миллиона EUR на скважину. Более 90% из ожидаемых 258 скважин еще предстоит пробурить. Недавние находки в cуринамской части бассейна должны иметь столь же высокие показатели добычи.

Глубоководные газовые бассейны

Глубоководная газовая промышленность по запасам, сообщает WM, составляет примерно половину глубоководной нефти — 47 миллиардов баррелей нефтяного эквивалента в 23 странах.

Для разработки газа требуется гораздо меньше скважин, чем для добычи нефти, поскольку его легче добывать. В общей сложности в WM ожидают около 1100 глубоководных газовых скважин, из которых около 700 (64%) уже завершены. Средний EUR в глубоководном газе, включая газоконденсатные месторождения, составляет 43 млн бнэ на скважину, то есть существенно больше, чем для глубоководной нефти.

Крупнейшая и старейшая глубоководная газовая провинция — Австралия. Большая часть индустрии СПГ страны питается за счет глубоководного газа из бассейнов на северо-западном шельфе. Эти гигантские проекты приносят в среднем 58 млн бнэ на скважину.

Мозамбик занимает второе место по объему добычи. Для гигантских проектов СПГ в бассейне реки Ровума предполагается, что средний уровень добычи на скважину составит 93 млн бнэ.

Израиль занимает третье место по запасам глубоководного газа. Недавние разработки позволили достичь самых высоких ставок EUR в отрасли: в среднем более 200 миллионов бнэ на скважину. Сухой биогенный газ в толстых пластах из песчаника является ключом к этой исключительной производительности.

Глубоководные запасы газа Египта аналогичны по масштабу израильским, но охватывают ряд различных геологических условий и литологий коллектора. Средний EUR составляет всего 30 миллионов бнэ на скважину, увеличиваясь до более 250 миллионов бнэ на скважину в резервуаре карбонатного рифа гигантского месторождения Зохр.

Эффективность глубоководной добычи быстро растет

Успех геологоразведки в обнаружении огромных высокоэффективных новых бассейнов и месторождений за последнее десятилетие стал основным фактором, способствовавшим двукратному улучшению во всем секторе. Открытые нефтяные месторождения до 2009 г. давали в среднем чуть менее 10 млн бнэ на скважину, а те, что были найдены с 2010 года, имеют в среднем 21 млн бнэ на скважину. Ключевыми бассейнами были бразильский Сантос и открытие Гайаны и Суринама.

Что касается газа, то здесь история также связана с разведкой, хотя и с другой географией. Открытия газа до 2009 г. приносили в среднем 31 млн бнэ на скважину по сравнению с 90 млн бнэ на скважину для скважин, обнаруженных с 2010 года. Ключевые новые бассейны находятся в восточном Средиземноморье, Мозамбике и Мавритании-Сенегале.

В WM ожидают, что в течение 2021-2025 годов окончательное инвестиционное решение (FID) будет принято по 68 нефтяным проектам с совокупными запасами в 41 млрд бнэ. Из них 29 проектов с запасами 18 млрд бнэ относятся к глубоководным. Что касается газа, то 16 миллиардов бнэ из 36 миллиардов бнэ, запланированных на FID к 2025 году, находятся в глубоководных районах.

Собака лает – караван идет. Кто там утверждает, что через 10 лет миру не потребуется нефть?

Доклад WM впечатляет как цифрами глубоководной добычи, так и абсолютной уверенностью авторов в востребованности нефти и газа в ближайшие 10 лет и далее. Эта уверенность основывается на многомиллиардных вложениях нефтегазодобытчиков в дорогостоящие глубоководные скважины вопреки мантрам о конце нефтяной эры, грядущем торжестве ВИЭ и запрете автомобилей с ДВС.

Пока еще не решаясь вступить в схватку с климатическим фашизмом и на словах провозглашая свою приверженность безуглеродному будущему, Equinor и ExxonMobil активно участвуют в глубоководных проектах Бразилии, ExxonMobil является основным инвестором в глубоководные месторождения Гайаны, В Аргентине добычу ведут Chevron, вся из себя «зеленая» Royal Dutch Shell, мексиканская Vista Oil & Gas и малазийская государственная компания Petronas. В июне BP ( компания «с нулевыми амбициями»), объявила о старте шельфового проекта Manuel в Мексиканском заливе на паритетных началах той же Shell, обещающей каждый год снижать добычу нефти.

WM оценивает общий объем глубоководных запасов нефти в 90 млрд бнэ (данные из графика). Такой запас обеспечит текущее мировое потребление нефти в течение примерно 24,5 лет. А это, согласно косвенным данным отчета, только 10% общемировой добычи. То есть в WM прогнозируют потребление нефти более 100 мбс на срок более 200 лет. К тому времени от солнечных панелей останется только груда битого стекла, а от ветряков — бетонные основания, сносить которые слишком дорого и бесполезно.

Материал подготовлен
Институтом развития технологий ТЭК (ИРТТЭК)