Куда двинет добыча нефти в Мексиканском заливе?

Предлагаю вниманию АШ несколько укороченный перевод статьи Рона Паттерсона, написанной около года назад.

«Куда двинет добыча нефти в Мексиканском заливе?»

(Рон Паттерсон 05 сентября 2016)

http://www.dolphnsix.com/news/1019519/where-will-gulf-mexico-production-...

В свете урагана Харви представленные предсказания особенно интересны. Я позволил себе добавить некоторые комментарии и графики за прошедший год. На фоне событий в «сланцевой» нефти, «классическая» нефть Мексиканского залива отошла на второй план; однако американский сектор сейчас обеспечивает почти 19% общей добычи страны (если считать без ШФЛУ). В отличие от LTO, то есть, грубо, разбавленного синкрудом лицензионного конденсата, нефть Мексиканского залива относится к высококачественным сортам, оттого больше востребована на существующих нефтезаводах, чем «сланцевая».

Рон Паттерсон долгое время работал в сфере геоинформатики, в том числе 5 лет по контракту «Сауди Арамко» и 17 лет в космическом центре им. Маршалла (NASA); вышел на пенсию в 2004 г.

 

Куда двинет добыча нефти в Мексиканском заливе?

В этой статье я рассмотрю три темы, касающиеся глубоководного бурения в американском секторе Мексиканского залива:

1. Историческая добыча нефти.

2. Перспективы разведки нефти.

3. Диапазоны вероятных значений начальных извлекаемых запасов нефти (URR).

В статье я специально ограничусь добычей нефти, а не газа. Все данные получены от BSEE / BOEM [государственные конторы в США, для надзора за добычей УВ, экологией и техникой безопасности на море; учреждены в 2011 г после пожара и розлива «Deepwater Horizon»]. Очертания нефтяных «блоков» разработки на карте – мои собственные данные. Используется определение «глубоководного бурения» BSEE: глубина моря более 1000 футов / 300 метров. При расчёте кривых спада добычи предполагается, что нефть будет оставаться важным источником энергии, а экономическая ситуация в мире по-прежнему позволит добывать нефть на «глубокой воде». [что будет в случае финансового кризиса, можно прочитать, например, у нашей всё Гейл: https://aftershock.news/?q=node/567751, а желающим в матан: https://aftershock.news/?q=node/367909 ]

Краткая история добычи нефти в Мексиканском заливе

Накопленная добыча в американском секторе залива на конец 2015 г составляет: на «глубокой воде» около 7 миллиардов, а на «мелкой» – чуть больше 13 млрд баррелей. Всего, таким образом, 20 млрд [для сравнения: накопленная добыча Самотлора к 2016 году – около 20.5 млрд баррелей]. На графике ниже показана добыча по годам, пересчитанная в баррели в сутки (зеленое – мелководные, красные – глубоководные скважины, синее – сумма). «Мелкая вода» доминировала в 80-х и 90-х, а затем в 2000 году глубоководная добыча захватила первенство, по-видимому, навсегда.

На графике «глубокой воды» чётко видны 3 пика: 2002-2004 гг., 2009-2010 гг и текущий пик с 2014 года [Похоже, ураган Харви внесёт коррективы. Добыча прошла пик в августе. Но дождёмся-таки официальных данных EIA.] Вся история добычи – непрерывное совершенствование технологий сейсмики, глубокого бурения и подводного завершения скважин.

Первый пик был просто продолжением бурения «мелководных» скважин на всё более глубокой воде. Граница в 1000 футов, конечно, условна; оттого мобильная буровая платформа, вот недавно бурившая на глубине моря 950 футов, внезапно перемещается на месторождение с глубиной моря 1050 фт. и становится «глубоководной». Месторождения этой группы представлены породами от плейстоценового до миоценового возраста на вертикальных глубинах 3000-6500 м (от поверхности моря), а поиск производился по сейсмической технологии AVO («яркого пятна»). Самыми крупными месторождениями в этой серии были Марс и Урса – блок «Шелл» в зоне выноса Миссисипи и принадлежавшее той же компании месторождение Аугер в зоне «Гарденбанк». Пик добычи составил около 1 млн баррелей нефти в сутки.

По мере совершенствования технологий бурения и цементажа промышленность желала перейти к бурению ещё более глубоких месторождений. Помогла ещё одна сейсмическая технология, а именно трёхмерная сейсмика с сопровождением работ скважинной сейсмикой [технология SimAcq – на поверхности сейсмическое судно пишет 3D-сейсмику, а в скважине одновременно записывается walkaway от того же источника; первые работы такого рода велись на Тандерхорс. С тех пор, месторождения залива условно подразделяют на «досолевые» и «послесолевые» – имеется в виду не положение относительно соли, а «до внедрения сейсмической технологии 3D/SimAcq» и «после».].

Большая часть глубоководных месторождений в Мексиканском заливе перекрыта аллофонными солевыми отложениями [аллофонный = «вне места», то есть изначально соль отложена ниже по разрезу, а затем «выдавлена» вверх; один из примеров – солевые купола-диапиры]. На самом деле весь залив покрыт такой аллофонной солью, но на «мелкой воде» все нефтяные и газовые залежи находятся выше по разрезу. Упрощённый геологический профиль ниже (изображение по мотивам более детального профиля от компании «Мак-Моран», 2006 г).

Соль обладает низкой плотностью и низкой скоростью продольных волн, а следовательно и низким акустическим импедансом, оттого для сейсмических волн – как зеркало. На записанных до примерно 1995 года «классических» двумерных сейсмопрофилях под подошвой солевых отложений ничего не видно. Новая трёхмерная сейсмика и улучшение компьютерной обработки [главным образом, миграция до суммирования], позволили выделить новые залежи на «глубокой воде», а развитие буровых технологий помогло до них добраться.

Добычное бурение открытых залежей обусловило пик 2009-2010 гг, когда в строй вступили месторождения Таити, Атлантис, Шензи в зоне «Зелёного Каньона», как и Тандерхорс в зоне «Каньона Миссисиппи». С 2008 года к дневной добыче было добавлено порядка 0.4 млн баррелей, а общая добыча с «глубокой воды» составила 1.25 млн баррелей в сутки. К сожалению, многие залежи этой группы показали быстрое снижение дебита. Одновременно произошла катастрофа на разведочной платформе «Deepwater Horizon», за ней последовал мораторий на глубоководное бурение.

«Бритиш Петролеум» вообще в заливе не повезло. Тандерхорс показал результаты ниже ожидаемых, плюс взрыв платформы.

После снятия моратория разработка происходила двумя путями:

1. Дополнительное бурение на месторождениях Марс, Атлантис и Аугер; прирост добычи на Атлантисе 100 тыс баррелей в сутки сделал это месторождение самым продуктивным в Мексиканском заливе.

2. Введены в строй новые (но относительно небольшие) месторождения Уилкокс, Греат Уайт и Джек/Св.Мало.

Данные по накопленной добыче – в таблице ниже.

Месторождение	Накопленная добыча по конец 2015 — начало 2016 гг (млн баррелей)	Зона/бассейн
Марс	684	Марс-Урса
Атлантис	255	Зелёный Каньон
Аугер	252	На границе «глубокой воды»
Урса	230	Марс-Урса
Шенз/Чингизхан	224	Зелёный Каньон
Таити	201	Зелёный Каньон

Возможное будущее добычи нефти в Мексиканском заливе

За последние несколько лет новых открытий в американском секторе Мексиканского залива не видно. Думаю, способствуют два фактора:

1. Низкие цены на нефть заставили сократить до минимума разведочное бурение; с этим вряд ли можно спорить.

2. «Глубокая вода» залива становится «зрелой» нефтедобывающей провинцией, и крупные открытия – всё менее вероятны. Утверждение многим кажется спорным, но позвольте объяснить.

Двадцать лет назад некоторые аналитики назвали Мексиканский залив «Мертвым морем». Казалось, все области уже исследованы. Так оно и было: вспомним, что технология морской сейсмики тогда не позволяла заглянуть под соль, а все «яркие пятна» выше были уже разбурены.

Далее сейсмика шагнула вперёд и были сделаны открытия в миоценовых отложениях: Тандерхорс, Мад Дог, К2, Атлантис, Таити, Шензи, Хельдеберг, Стампид, Бигфут, Уилкокс, Джек/Св.Мало, Шенанда, Тибер, Гваделупе, Анкор, Леон, Рокс, и ещё некоторые мелкие.

На мой взгляд, эпоха «великих послесолевых открытий» уже прошла пик. Перспективные с точки зрения поисков новых залежей являются только участки, где тектоника соли очень сложна, либо вертикальные глубины превышают 10 км [Кольская сверхглубокая -12.3 км].

Это не значит, что открытий не будет совсем. Остались не открытыми тысячи залежей с извлекаемыми запасами в диапазоне 20-40 млн баррелей [потребление США в 2016 году 19.6 млн баррелей в сутки; каждой новой залежи хватит на 36 часов счастливой безбедной жизни]. Вероятно открытие нескольких залежей с запасами 100-200 млн баррелей в районе месторождения Уилкокс. Недавно сообщили об открытии месторождения Катмай в «Зеленом Каньоне»: 40-50 млн баррелей извлекаемых.

Возможно, мы пропустили крупный бассейн/месторождение? Существует ли перспектива обнаружить нефть глубже, чем Уилкокс (10 км от уровня моря), например в меловых отложениях? Вероятно, да. Но на подобных глубинах придётся иметь дело с пористостью и проницаемостью даже ниже, чем на Уилкоксе, а разработчики ещё толком не знают, что и с Уилкоксом делать. Мощности нефтенасыщенных пород Уилкокса большие, оттого даже при низкой проницаемости можно получать неплохие притоки. «Мак-Моран» повезло на Уилкоксе, но не на Дэйви Кроккере; последнее месторождение – газовое, но из-за низкой проницаемости добыча пока признана нецелесообразной. Посмотрим повезёт ли компании на Тускалузе – конечно, если на Тускалузе вообще будет что-либо коммерческое обнаружено.

Возможно, не исчерпан потенциал и «досолевой» области. Новые методы детальной сейсмики позволят выявлять мелкие структуры; возможны даже крупные открытия, как в Анголе и Бразилии. Однако коммерческие риски таких работ продолжают оставаться высокими.

 

Вероятные остаточные извлекаемые запасы

Начнём с самого пессимистичного: презентации Жака Лагеррера 2016 года для BOEM. Используя метод линеаризации Хабберта, он выдал предсказание 14 млрд баррелей для «мелкой воды» и 10 млрд для «глубокой». Всего, таким образом, 24 млрд, из которых на конец 2015 года добыто 20 (83%).

[Про опасность линеаризации Хабберта я писал на АШ: https://aftershock.news/?q=node/546035 ]

С мнением Лагеррера по «мелкой» воде я согласен. Вряд ли URR превысит 15, максимум 16 млрд баррелей; текущая добыча довольно быстро снижается. Текущий суммарный дебит – менее 200 тыс баррелей в сутки, новые залежи практически не открывали. Даже резкое увеличение цен на нефть приведёт лишь к более интенсивному бурению существующих месторождений, а не к открытию новых.

Также я согласен с Лагеррером относительно максимальной суточной добычи. Несмотря на то, что EIA обещает более 1.9 млн баррелей в сутки к концу 2017 года, я не думаю, что добыча превысит 1.8 млн (как среднее за месяц). [Автор вроде прав. По данным за июль 2017 – 1.761 млн баррелей; далее август и прилетел БП Хенри.]

Относительно запасов на «глубокой воде» я бы не был так пессимистичен, как Лагеррер. Почти наверняка удастся сохранить добычу на уровне свыше 1.5 млн баррелей; в 2018 вступят в строй Стампид и Биг Фут. Каждое из этих месторождений способно давать до 50 тыс баррелей в сутки, и продержатся на этом уровне по крайней мере несколько лет.

Вероятно, Лагеррер не учёл полностью влияние третьего пика, а извлекаемые запасы на «глубокой воде» не меньше 13-16 млрд баррелей. Общий URR «мелкой» и «глубокой» воды, таким образом, – около 30 млрд баррелей подтверждённых запасов (66% добыто к концу 2015 г).

Без учёта экономических ограничений, технически-извлекаемые запасы могут ещё возрасти. Потенциальные открытия включают район «Тигрица»: месторождения Гваделупе, Тибер и Гибсон, район «Внутренний Уилкокс»: Шененда, Норт Платте, Анкор, район «Внешний Уилкокс»: Леон, Сицилия, Каскида, с общими извлекаемыми 2-4 млрд баррелей. К сожалению, указанные залежи не имеют близко расположенных добычных платформ, а платформу рентабельно ставить лишь при размере залежи свыше 150 млн баррелей извлекаемых. При размерах залежи порядка 15-20 млн баррелей используется одиночная подводная скважина с присоединением гибкой трубой к существующим платформам. В диапазоне порядка 100 млн баррелей – несколько скважин с аналогичными подводными головками. [Кто не знаком, выглядит так]:

В зонах «Зелёного каньона»: месторождения Биг Фут, Стампид, Мад Дог-2, и в «Норплет»: месторождение Аппоматокс - есть в наличии платформы для присоединения.

Теперь перейдём к оптимистической оценке. В январе 2014 года BOEM выдала оценку: общие начальные запасы 83 млрд баррелей, из них 19 добыто (по состоянию на 2013), подтверждённых в разработке 4, подтверждённых в резерве – 3, потенциальных 9, ещё не открыто 48. Как видим, оценка подтверждённых близка к числам Лагеррера: 26 млрд баррелей против 24.

Всего считали не добытыми (без экономических ограничений) 51 млрд баррелей; при стоимости нефти ниже $30 экономическими считались 31 млрд баррелей, при цене в диапазоне $30 - $160 за баррель [это 2014 год, напоминаю!] 45 млрд. Я считаю эти числа завышенными; особенно оттого, что BOEM не даёт оценки рисков. Каков перцентиль, господа? P10? P40?

Последнее десятилетие коэффициент замещения ресурсов в заливе колебался между 30 и 50% [коэффициент замещения – количество найденных новых запасов к годовой добыче], я не думаю, что в будущем он превысит 25-30%.

Поигравшись с доступными мне данными BOEM, я получил собственную оценку общих извлекаемых запасов. Для сравнения приведу и оценку Лагеррера:

	Лагеррер, 2016	Минимум	Средняя	Максимум
URR мелководные	14	14	15	16
URR глубоководные	10	16	22	31
URR всего	24	30	37	47
Добыто к концу 2015 на мелководных	13	13	13	13
Добыто к концу 2015 на глубоководных	7	7	7	7
Остаточные мелководные на 2016	1	1	2	3
Остаточные глубоководные на 2016	3	9	15	24
Всего остаточные 2016	4	10	17	27
Добыто к концу 2015	83%	66%	54%	43%

Ниже моё предсказание уровней добычи. Полагаю, что общая добыча практически подошла к пику и существенно расти уже не будет; в случае максимальной удачи пик наступит до 2020 года на уровне около 1.8 млн баррелей в сутки [Автор имеет в виду: по месячной статистике. В среднем за год, судя по графикам - 1.65 млн].

Будут ли добывать нефть в Мексиканском заливе в 2094 году? Это зависит от наличия и доступности возобновляемых ресурсов. Напоминаю, что моя модель не включает никаких технологических прорывов, вроде термоядерного синтеза: «бизнес как обычно».

 

[Я изготовил другую версию графика с использованием аппроксимации хаббертианой. Как видим, и предсказание Лагеррера, и «минимальный вариант» Рона Паттерсона вызывают вполне реальную головную боль. Моя ставка - что получится как раз между ними: среднегодовой уровень добычи по 500 тыс баррелей в сутки к 2030 году с URR=26 млрд баррелей.  На сегодняшний день осталось менее 6 млрд баррелей извлекаемых.]

[Для масштаба показана добыча Самотлора. Плотность извлекаемых запасов на Самотлоре – 1'850 тыс тонн нефти на 1 км², то же число для Мексиканского залива порядка 8 тыс в среднем. Весь американский сектор -- как полтора-два Самотлора.]