Нет нефтяного рая на бразильском шельфе

В далекой солнечной Бразилии имеется не только изобилие невиданных зверей, но и знаменитый карнавал, коррупция и нефть на глубоководном шельфе. Год назад новое правительство существенно облегчило доступ иностранных компаний к своим ресурсам в Атлантике, и теперь там наблюдается натуральный ажиотаж. На последнем аукционе за лицензии боролись крупные западные компании Total, BP, ExxonMobil, Shell, Repsol и китайская CNOOC. Победил консорциум бразильской Petrobras и ExxonMobil, которые заплатят государству неплохой бонус в размере $1,08 млрд. Аукцион настолько обрадовал власти Бразилии, что страна решила до конца 2019 г провести еще 8 подобных торгов и мечтает об удвоении добычи нефти. Любопытно мне стало, насколько реальны эти перспективы.

1. Общие сведения

Главный нефтедобытчик Бразилии, государственная компания Petrobras в прошлом году декларировала свои запасы в размере 12,5 млрд барр. нефтяного эквивалента; в течение последних двух лет они уменьшились на 24,7%. Это, разумеется, результат снижения нефтяных цен, кроме того, разведка сильно сократилась и не компенсировала растущие отборы нефти. Динамика изменения запасов и добычи по стране в целом приведена на рис 1.

Рис.1

Большая часть нефти добывается на глубоководном шельфе. Напомню, что при глубине моря свыше 300 м стационарные платформы с опорой на дно становятся дорогими и не слишком надежными, поэтому добыча ведется из подводных скважин с помощью плавучих платформ и нефтехранилищ, которые, по сути являются морскими судами (рис.2).

Рис.2. Схема добычи нефти на глубоком шельфе (Р-34 – платформа для добычи, хранения и отгрузки, Shuttle – танкер-челнок)

Месторождения шельфа Бразилии сгруппированы в три нефтегазоносных района, главными из них являются Campos Basin и Santos Basin (рис.3).

Рис.3.

2. Бассейн Campos

Этот район площадью примерно 100 тыс.  км²разрабатывается c 1977 года.  Здесь выявлено 40 месторождений и добывается 60% бразильской нефти. Часть площади расположена на малых морских глубинах (до 300 м) и даже на суше, но основная территория – на шельфе глубиной от 300 до 2000 м. Продуктивны пласты миоцена и верхнего мела. Глубже находится слой солевых отложений толщиной до 2 тыс. м (рис.4), они состоят из галита (это хлорид натрия), ангидрита (сульфат кальция) с примесями хлоридов калия и магния. В условиях повышенных температур и давлений соли пластичны; огромные купола образовались в результате выдавливания солей из нижних горизонтов.

Рис.4.

Под слоем солей располагаются нижнемеловые осадочные породы, преимущественно известняки, пронизанные разломами. Еще глубже – рифтовые отложения, они сформировались в результате деятельности морских микроорганизмов. Несколько лет назад в подсолевых пластах бассейна Campos тоже были открыты крупные залежи нефти. Общая толщина подсолевых отложений составляет 200-400 м; нефтяные залежи в них нередко подстилаются пластовой водой.

Максимум добычи нефти в бассейне Campos был достигнут в 2011 году в размере 1,73 млн барр./сут. За последующие 5 лет она сократилась на 28,1 %, до 1,35 млн барр./сут. Темпы падения замедляются за счет ввода подсолевых скважин, из которых уже в 2013 году добывалось 90 тыс. барр./сут нефти. Здесь у компании Petrobras работают 37 плавучих и 15 стационарных платформ, построено три коридора трубопроводов для транспорта нефти и газа на материк (рис. 5).

Рис.5. Схема промысловых объектов бассейна Campos

3. Бассейн Santos

Нефтяные запасы бассейна Santos площадью 350 тыс. км², наоборот, сосредоточены в подсолевых отложениях. Крупные месторождения здесь находятся дальше от берега (170-300 км), на больших морских глубинах (2000-2300 м). Продуктивные пласты сложены преимущественно биогенными карбонатами (рис. 6), средняя пористость их 7-12%. Встречаются почти монолитные трещиноватые пропластки.

Рис.6. Образцы керна подсолевых отложений

Пласты сильно деформированы тектоническими процессами (рис.7), крупные разломы сопровождались перемещением пород на тысячи метров. Развитая трещиноватость определяет высокую продуктивность скважин, которая достигает 4 тыс. т/сут.

Рис.7. Геологический разрез пластов в районе месторождения Libra

Подсолевые залежи нефти бассейна Santos открыты в 2006 году, эксплуатация их  начата в 2009 году. В середине 2013 года добыча из подсолевых отложений достигла 300 тыс. барр./сут, а в прошлом году Petrobras объявил о достижении уровня 1 млн барр./сут. Здесь работают две стационарные и 9 плавучих платформ, имеется 2 коридора трубопроводов (рис. 8).

Рис. 8. Схема промысловых объектов бассейна Santos

4. Проблемы

О технических проблемах бурения и эксплуатации подводных скважин, плавучих платформ я даже говорить не буду. Это самые сложные работы в добыче нефти. Сейчас примерно половина скважин на глубоководном шельфе не доходит до проектных глубин из-за аварий. Но со временем опыт придет, оборудование будет усовершенствовано, и технические проблемы потеряют свою остроту. Я же остановлюсь на других сложностях.

Удаленность от берега. Она увеличивает все затраты, но больше всего затрудняет утилизацию попутного газа. Ибо подводный газопровод длиной 250-300 км обходится почти в $1 млрд. и тяжелым грузом ложится на проект. Между тем, Бразилия строго следит за сжиганием газа; были случаи, когда при невыполнении лицензионных условий власти вынуждали компании сокращать добычу.

Тропические штормы.  Ураганы на побережье Бразилии редки, но штормы, как и везде, случаются. При сильном шторме возрастает возможность аварий, прекращается вывоз нефти танкерами, поэтому плавучие платформы нередко прекращают на время добычу. В прохладный период (2-3 кварталы) добыча на 2-3% выше, чем в жаркие месяцы.

Вязкая тяжелая нефть. Данных по вязкости очень мало, но плотности изменяются в пределах 880-960 кг/м3, а тяжелые нефти маловязкими не бывают. Вытеснение такой нефти водой затруднительно, коэффициенты извлечения составляют 20-25%. Чтобы их повысить, нужно бурить больше скважин, но каждая обойдется в $50-70 млн, при этом затраты растут до небес, а доходность движется в обратную сторону…

Очень неоднородные трещиноватые пласты. Мне довелось много работать с трещиноватыми коллекторами и, надо сказать, первые годы эксплуатации такого месторождения для нефтяника – сплошное удовольствие. На промыслах Грозного дебиты скважин тоже достигали 2-3 тыс. т/сут, часто их ограничивали, чтобы избежать вторжения воды в залежь. Но затем, после интенсивных отборов в пласте снижалось давление, приходилось срочно его восстанавливать закачкой воды, что ускоряло обводнение скважин. Те же процессы будут идти в подсолевых залежах бразильского шельфа, прорывы воды там даже более вероятны, поскольку водо-нефтяной контакт вскрыт во многих скважинах.

5. Примеры месторождений

В таблице выборочно приведена краткая характеристика некоторых месторождений шельфа Бразилии. Надо сказать, что информация о них крайне скудная, а после 2013 года практически отсутствует. Поэтому единственным критерием отбора месторождений служило наличие информации.

Из таблицы следует, что не все месторождения поражают своими размерами и запасами. На малых глубинах располагаются небольшие залежи с запасами нефти 10-40 млн тонн. Заметьте, в бассейне Santos для многих месторождений неизвестна площадь. Они еще слабо разведаны. Теперь несколько конкретных примеров.

Крупное месторождение Marlim в басcейне Campos расположено в 110 км от Рио-де-Жанейро, на шельфе глубиной 650-1050 м. Открыто в 1985 году, введено в эксплуатацию в 1998 году. Продуктивный песчаник толщиной 75 м здесь имеет фантастически высокую проницаемость – 2 дарси. Нефть вязкая, тяжелая, плотностью 950 кг/м³ . Геологические запасы оценены в 9 млрд барр, извлекаемые – 1,7 млрд (242 млн т).

К концу 2002 года на месторождении Marlim было пробурено 129 подводных скважин (86 добывающих и 43 нагнетательных), общий объем инвестиций оценивается в $5 млрд. Добыча нефти ведется с помощью электроцентробежных насосов. В 2007 г. добывалось 350 тыс. барр./сут (19,3 млн т/год) нефти и 250 тыс. барр./сут пластовой воды. Для поддержания пластового давления осуществлялась закачка воды в объеме 700 тыс. барр./сут. Более поздней информации нет.

Месторождение Barracuda находится в 160 км к востоку от города Macae. Открыто в 1998 году, вступило в эксплуатацию в 2004 году. К югу от него обнаружено месторождение Caratinga, в сумме их доказанные запасы составляют 1230 млн барр. (185 млн т). По заказу Petrobras обустройство промысла выполнила дочерняя компания Halliburton. Всего здесь пробурено 55 подводных скважин, в том числе, 33 добывающих и 22 нагнетательных. Добыча нефти составляет 311 тыс. барр./сут, что соответствует среднему дебиту скважин 1,4 тыс. т/сут. Это очень высокая продуктивность, при таких темпах запасы должны быть выбраны за 11 лет.

Месторождение Frade расположено на севере бассейна Campos, на морских глубинах 1050-1130 м, в 370 км от Рио-де-Жанейро. Площадь его порядка 20 км². Открыто в 1986 г., введено в эксплуатацию с добычей 65 тыс. барр./сут в 2009 г. Доказанные запасы тяжелой нефти оценены в 200-300 млн барр. (29-43 млн т). В дополнение к трем разведочным скважинам проектом разработки предусматривалось бурение 12 горизонтальных добывающих и 7 вертикальных скважин для закачки воды. Фактически оператор проекта компания Chevron имеет на месторождении 11 добывающих и 4 нагнетательных скважины, которые обвязаны на плавучую платформу. Объем инвестиций составил порядка $3 млрд.

В ноябре 2011 г. при бурении оценочной скважины неожиданно произошел выброс нефтегазовой смеси. Устье скважины было загерметизировано в течение 4 дней. Для последующего сбора нефти и ликвидации скважины были использованы 18 плавучих емкостей. Объем выброшенной нефти был оценен в 660 т (интересно, каким способом это делалось?). В ходе судебного слушания прокурор требовал присудить компании немыслимый штраф в размере $20 млрд., но при поддержке нефтяного агентства Бразилии, Shevron отделался суммой $41,6 млн. Затем бурение скважин и закачка воды были остановлены; возобновились они лишь через 2,5 года.

Крупнейшее месторождение Tupi в бассейне Santos открыто в 2006 году, вступило в пробную эксплуатацию в 2012 г. Позднее оно было переименовано в месторождение Lula, это название моллюска и по совместительству фамилия бывшего бразильского президента. Глубина океана здесь составляет 2150-2200 м, кровли пласта – 4-5 тыс. м. Геологические запасы оцениваются в 14 млрд барр., извлекаемые – в 5-8 млрд. (на мой взгляд, оценка завышена). Нефть средней плотности (880 кг/м³), в пластовых условиях сильно насыщена газом (285 м³/т) и потому имеет малую вязкость (1 спз). Пластовое давление 580 ат. Попутный газ содержит до 18 % углекислоты, необходима его очистка.

В ходе пилотного проекта на месторождении Lula предусматривалось пробурить 6 добывающих и 3 нагнетательных скважины, из которых одна предназначалась для закачки в пласт углекислого газа. В целом для полной выработки залежи понадобится примерно 100 скважин; минимальный объем инвестиций оценивается в $50 млрд. Фактически в 2013 году работало 5 скважин с общей добычей 107 тыс. барр./сут., Но в прошлом году Petrobras установил на месторождении еще 3 плавучих платформы, вероятно, для подключения разведочных скважин.

Самым перспективным в бассейне Santos считается месторождение Libra, расположенное севернее Lula, в 200 км к югу от Рио-де-Жанейро. Глубина океана здесь 2200-2300 м. Месторождение открыто в 2010 году. Первая разведочная скважина была ликвидирована из-за прихвата инструмента в солевой толще, но вторая прошла весь нефтенасыщенный интервал до водо-нефтяного контакта (326 м) и при испытаниях с глубины 5550 м дала 3667 барр./сут (516 т/сут) нефти плотностью 890 кг/м³. Пластовое давление 643 ат, температура 95^о С. Проницаемость пласта определена в размере 5,017 Д (!!!), но это, вероятно, результат низкой точности кратковременного испытания.

После аукциона в 2013 году лицензию на добычу получил консорциум из пяти компаний: Petrobras (оператор с долей 40%), Shell и Total (по 20%), китайские CNPC и CNOOC (по 10%). На площади примерно в 500 км² бразильское нефтяное агентство ANT супер-оптимистично декларирует 1-2 млрд т извлекаемых запасов и проектные дебиты скважин порядка 3,5 тыс. т/сут. Проблема в том, что месторождение мало разведано, границы его (рис.9) оценены большей частью по сейсмике 2D. Кроме того, на больших глубинах легко извлекается нефть из трещин, а вот из пористой матрицы ее добыть, как правило, очень сложно. На это мне указывает опыт эксплуатации месторождений Северного Кавказа и Тимано-Печоры; думаю, мы еще успеем убедиться в этом на примере подсолевых залежей Бразилии.

Рис.9. Структурная карта месторождения Libra по подошве солей.

По плану освоения месторождения Libra предусматривается выполнить 55% обустройства к концу 2021 года. Но результаты аукциона на объекты пробной эксплуатации в 2015 году были отменены (цитирую) «из-за аномально высоких цен, представленных претендентами». Повторный тендер в декабре прошлого года стал более успешным.

6. Экономика

Освоение глубоководного шельфа сделало компанию Petrobras чемпионом мира по размеру долгов (рис.10). В период 2006-2014 г.г. ее долг вырос с $21 млрд до $132 млрд. Сейчас он несколько снизился, но все равно в 5,6 раза превышает годовые денежные поступления. Примечательно, что основной рост долгов произошел в период высоких нефтяных цен, а вот после их снижения в 2014-16 г.г. компания получила $71,2 млрд убытков.

Рис.10. Сопоставление накопленного долга с денежными поступлениями

В течение последних двух лет компания интенсивно ищет выход из кризиса: она продала часть своих зарубежных активов, сократила число морских буровых станков с 59 до 34, бурение разведочных скважин с 48 стволов в год до 8 (в 6 раз!). Эксплуатационные расходы на добычу барреля нефти снизились с $14,6 до $11, но стоит отметить, что более трети этого снижения обусловлено ростом добычи.

В прошлом году выручка компании сократилась до $62,6 млрд, объем инвестиций – до $1,16 млрд. Тем не менее, Petrobras делает ставку на подсолевые пласты своего шельфа. На ближайшие 5 лет запланированы инвестиции в размере $74,1 млрд, из которых 82 % будет направлено на разведку и освоение глубоководных залежей.

У меня нет ни малейших сомнений в том, что в начальный период добыча подсолевой нефти себя с лихвой окупит. Сложно сказать, как изменятся экономические показатели после снижения дебита и обводнения скважин. Подводные и плавающие сооружения нельзя эксплуатировать себе в убыток; может быть, они будут законсервированы до лучших времен, когда появятся новые методы повышения нефтеотдачи.

7. Резюме

Вследствие огромной продуктивности скважин шельф Бразилии, бесспорно, содержит неплохие запасы нефти. С учетом уже добытых 1,8 млрд т и остаточных 1,7 млрд регион становится в ряд с такими бассейнами, как Мексиканский залив и Permian Basin в США, но намного уступает ближневосточным регионам и нашей Сибири.

Однако нефтяного рая на бразильском шельфе нет. Ни выше толщи солей, ни под нею. Открытые залежи являются весьма сложными, они требуют филигранной работы, которую затрудняют природа и амбиции менеджеров. В связи с этим возникает вопрос, почему бразильский шельф вызвал такой энтузиазм и конкуренцию крупнейших мировых компаний. Тому есть две причины.

Во-первых, экономический риск на свежем месторождении здесь минимален. Если скважина дает миллион тонн нефти в первый год, она даже при нынешних ценах уже окупает себя, аварийную соседку и добрую часть прочих объектов. Опасен лишь риск открытого фонтана, как у BP в Мексиканском заливе, но каждый надеется, что его эта напасть благополучно минует.

Во-вторых, мировые гранды испытывают огромный дефицит нефтяных запасов и в  состоянии острого ресурсного голода склонны переоценивать перспективы. Стоит упомянуть их недавнюю конкуренцию за сланцевые плеи: все без исключения, даже осторожные китайцы, вляпались в приличные убытки.

Россия поступит мудро, если не будет ввязываться в эту конкурентную толкотню на глубоководном шельфе. У нее хватает запасов на суше, впереди немало открытий на мелкой воде. Стоит ли к этому искать себе на голову лишних приключений?

P.S. Автор выражает глубокую благодарность директору компании ПЕТРОГЕКО, кандидату геолого-минералогических наук Александру Соколову за ценные уточнения и полезное обсуждение, которые немало способствовали улучшению этого материала.