639.мировая добыча традиционной нефти прогноз до 2030 г

2 №8 август • 2010

GEOARABIA: АНАЛИТИКА

НЕФТЕГАЗОВЫЕТ Е х Н О Л О Г И И

МИРОВАЯ ДОБЫЧА ТРАДИЦИОННОЙ НЕФТИ: ПРОГНОЗ ДО 2030 г. M. Al-Husseini, Gulf PetroLink-GeoArabia, Бахрейн

В статье проводится сравнительная оценка (с исполь-зованием различных аналитических методов) ресурсов и прогноз добычи традиционной нефти на примере пяти стран, прошедших пик добычи, а также в мире в целом. Оценка ресурсов, пиковых объемов и года пиковой до-бычи начинается с описания модели Хьюберта (Hubbert Model), построенной на основании данных о динамике морской добычи нефти в Норвегии и Великобритании, и наземной добычи нефти в Омане, Сирии и Йемене. Во всех пяти странах оцененные запасы существенно отличаются от достоверных запасов (составляющих сумму суммарного объема добычи и доказанных запа-сов) и предельных извлекаемых запасов, оцененных в процессе проведения геологических исследований. Таким образом, в соответствии с оценкой модели мы сформулировали понятие разрабатываемых запасов. Важно отметить, что разрабатываемые запасы нефти (не надо путать с достоверными или предельными из-влекаемыми) представляют собой объем углеводородов, который наиболее точно спрогнозирован для определен-ных стран как пиковый (объем добычи и период) перед началом постепенного сокращения добычи. Точность траектории динамики добычи существенно повыша-ется после того, как сокращение ресурсов в четырех исследуемых странах достигает 10–30 %; исключение составляет Великобритания, где точность траектории повышается при сокращении запасов на 44 %. При этом следует учесть, что это не связано с геологическими ус-ловиями. Во всех пяти странах, пик добычи достигается, когда разрабатываемые запасы сокращаются примерно на 50 %, и, соответственно, определение периода мак-симальной добычи дается при добыче, достигшей 91 % пиковой.

Модель Хьюберта не может быть применена ко всем бассейнам или странам. Прогнозы динамики добычи нефти в мире, составленные с ее помощью, достаточно спорны, и поэтому могут использоваться как Базовый сценарий добычи (Production Base Case) для сравнения с другими исследованиями. Базовый сценарий добычи традиционной нефти включает следующее:

• средний показатель разрабатываемых запасов, составляющий 2860 млрд брл;

• пиковый объем добычи 85,7 млн брл/сут (31,3 млрд брл/год);

• пиковый год (2016 г.).При подготовке анализа исследовалась динамика

добычи нефти (включая сырую нефть, конденсат, из которого жидкие фракции извлечены на месторожде-

нии и газоконденсат) в период с 1991 по 2007 гг. (из отчета компании ВР, 2008 г.). По результатам оценки, разрабатываемые запасы всего на 3 % превышают 95 %-ный показатель предельных извлекаемых запасов в 2770 млрд брл (в соответствии с прогнозом на 2025 г., вы-полненным Геологической службой США (US Geological Survey)) плюс 152 млрд брл добычи из нефтеносных песков Канады (BP, 2008). Это на 351 млрд брл больше, чем показатель достоверных запасов (2509 млрд брл) на конец 2007 г., состоящий из 1119 млрд брл добытых запа-сов, 1238 млрд брл доказанных и 152 млрд брл ресурсов канадских нефтяных песков. Если в период 2008–2025 гг. будут разработаны возможные запасы (еще не открытые или новые, открытые недавно), то это обеспечит в этот период дополнительно 351 млрд брл или 20 млрд брл/год. Сравнение этих трех независимых методов оценки за-пасов (в среднем 2860 млрд брл) производится без учета формирования цен на нефть.

Прогнозируемые пиковые объемы добычи (85,7 млн брл/сут в 2016 г.) на 4,2 млн брл/сут превышают среднесуточную добычу нефти в 2007 г., составляющую 81,5 млн брл/сут (BP, 2008). Эти данные очень близки к результату прогноза пиковой добычи в 2012 г., который составляет 86,2 млрд брл, и получен путем сопоставления данных о добыче в рамках новых масштабных проектов (более 40 тыс. брл/сут), реализация которых уже завер-шена и они введены в эксплуатацию или будут введены в ближайшей перспективе (до 2014 г.). По сравнению с данными 2004 г. добыча снижается на 4,5 % в год. В со-ответствии с Базовым сценарием 2030 г. добыча нефти в этот период составит 78,0 млн брл/сут. К 2030 г. цены на нефть в соответствии с прогнозом динамики цен, со-ставленным в 2008 г. Энергетическим информационным агентством США (Energy Information Agency – EIA), увеличатся до 186 долл/брл при сокращении добычи до 80,3 млн брл/сут (по сравнению с данными 2004 г., когда этот показатель был равен 81,8 млн брл/сут).

ВВЕДЕНИЕЗа последние несколько десятилетий многие ана-

литики использовали модель Хьюберта для прогноза добычи нефти в различных регионах мира (Hubbert, 1956 a, b; 1969; 1982). Кривую Хьюберта (Hubbert’s Curve) – иногда называют логистической кривой (Logistic Curve), например, Campbell, 1997, 2004, 2006; Campbell и Laherrère, 1998; Laherrère, 2000; Laherrère и Wingert, 2008; Duncan, 2001; Cavallo, 2002, 2004 и Deffeyes, 2005. Модель предлагает простое соотношение между объ-

Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

3 №8 • август 2010



емами запасов ежегодных открытий, годовым объемом добычи, пиковой добычей и годом, и, в конечном итоге, предельными извлекаемыми ресурсами. Прогнозы, в значительной степени зависят от того, доверяют ли ана-литики данным о предельных извлекаемых запасах и возможности использовать модель применительно к данному региону (Nehring, 2006 a, b, c). Однако посколь-ку модель не детально прогнозирует изменение цен на нефть, некоторые аналитики считают, что ее применение достаточно ограничено. В особенности для сценариев США и мира в целом верно то, что изменение цен на нефть влияет на предложение, спрос, объемы добычи и, в конечном итоге, предельные извлекаемые запасы (McCabe, 1998, Discussion in 2001 by Laherrère, Campbell и Duncan, McCabe, 2001; Ahlbrandt, 2004, 2006; Nehring, 2006 a, b, c).

Одним из важных аспектов модели Хьюберта явля-ется то, что она предлагает для оценки простой метод, который основан только на исторических данных (ди-намике) о добыче:

• ресурсов;• максимальной стабильной добычи (пика);• пикового года (Hubbert, 1982; см. Duncan, 2001;

Deffeyes, 2005; de Sousa, 2008).Эта методика, отражена в виде прямой Хьюберта

(Hubbert Line). Прямые Хьюберта для пяти исследуе-мых стран (Норвегии, Великобритании, Омана, Сирии и Йемена) были построены на основании данных, пред-ставленных в табл. 1. Эти пять стран были специально выбраны для иллюстрации методики применительно к определенным регионам, и что более важно, количест-венного определения при помощи прямых Хьюберта ресурсов, пиковой добычи, равномерной добычи и пико-вого периода. Эта статья показывает, что оценка ресурсов в соответствии с моделью Хьюберта, основана на дан-ных добычи, характеризующихся как разрабатываемые запасы, отличные от достоверных запасов (добытые плюс доказанные запасы) и предельных извлекаемых ресурсов. Важно, что в исследуемых регионах этот па-

Таблица 1. Данные о добыче нефти в пяти исследуемых странах и мире в целом

Параметр Норвегия Великобритания Оман Сирия Йемен В мире

Прямая хьюберта

Период, год 1998–2007 1994–2007 1986–2007 1991–2007 1998–2007 1995–2007

число лет 10 14 22 17 10 13

A (пересечение) 0,155 1,133 0,105 0,149 0,194 0,004

B (наклон) –5,00Е–06 –4,40Е–06 –8,50Е–06 –2,5–05 –5,73Е–05 –1,53Е–08

Запасы в соответствии с исследованиями ВР (2008)

совокупная добыча, млрд брл 22,5 24,9 8,5 4,7 2,46 1,119

Доказанные запасы, млрд брл 8,2 3,6 5,6 2,5 2,80 1,390*

Достоверные запасы, млрд брл 30,7 28,5 14,1 7,2 5,26 2,509

Запасы* (J. Laherrère, 2009) и USGS 95 % к 2025 г.

Разрабатываемые ресурсы, млрд брл

31,1 30,6 12,4 5,9 3,40 2,860

Предельные извлекаемые запасы*, млрд брл

36,0 35, 16,0 7,5 4,00 2,770

Возможные запасы, млрд брл 4,9 4,4 3,6 1,6 0,60 –90

Возможные запасы, % 13,6 12,5 22,5 21,3 15,0 –3,1

Равномерная добыча и пик добычи

Период пиковой добычи > 91 % (пик) 10,0 12,0 12,0 8,5 6,0 28,0

Период равномерной добычи 1996–2005 1984–1987, 1994–2001

1994–2005 1993,5–2002 2000–2005 2003–2030

Пиковый год (модель) 2001 1996 1999 1998 2002 2016

Пиковый год 2001 1999 2001 1995 2002 –

Пиковая добыча (модель), млрд брл/год

1,21 1,02 325** 219** 163** 31,3

Пиковая добыча, млрд брл/год 1,25 1,06 351** 218** 167** –

Пиковая добыча (модель), млрд брл/год

3,32 2,79 891*** 601*** 448*** 85,7

Пиковая добыча, млрд брл/год 3,42 2,91 961*** 597*** 458*** –

сокращение запасов и снижение добычи

Максимальный коэффициент сокращения запасов, %

3,89 3,56 2,62 3,72 4,82 1,10

Коэффициент сокращения запасов на конец 2007 г., %

72,3 81,3 68,5 79,7 72,4 39,0

Добыча 2007 г./пиковая добыча, % 74,8 56,2 74,7 66,1 73,5 95,0

Ежегодное сокращение на 2008 г., % 7,0 8,5 4,5 8,7 9,8 –

Ежегодное сокращение на 2010 г., % 7,9 9,0 5,3 9,5 11,2 –

*Включая нефтеносные пески Канады**Млн брл/год***Тыс. брл/сут


4 №8 август • 2010



раметр является ключевым, определяющим пиковую, равномерную добычу и начало ее спада.

Попробуем построить прямую Хьюберта приме-нительно к мировой добыче традиционной нефти для расчета разрабатываемых ресурсов и пика добычи. Результаты рассматриваются как Базовый сценарий до-бычи, и проводится их сравнение с результатами других независимых исследований предельных извлекаемых ресурсов (USGS, 2000; Ahlbrandt et al., 2005; Ahlbrandt, 2004, 2006; J. Laherrère, 2008), достоверных запасов (до-бытых и доказанных; BP, 2008), объемов дополнительных запасов (Chew, 2006), добычи в ближайшей перспекти-ве в рамках мега-проектов и коэффициента снижения добычи (Skrebowski, 2007; Jackson, 2008).

ДОБЫЧА, ЗАПАСЫ И РЕСУРСЫ ТРАДИЦИОННОЙ НЕФТИ

Ежегодная добыча. Данные по ежегодной добыче нефти, представленные в табл. 2 и 5, взяты из базы дан-ных компании BP (2008), и являются уникальными по нескольким причинам:

• их можно легко получить, зайдя на сайт компании (www.bp.com);

• размещение в виде удобного перечня данных о добыче и запасах с 1960-х годов, представленного в виде электронных таблиц;

• они наиболее точно отражают традиционные жидкие углеводороды, добытые на месторождениях, и конденсат, из которого извлечены жидкие фракции на месторождении или газоперерабатывающем заводе);

• этот источник является официальным для многих других исследований.

BP относится к категории «нефтедобывающих ком-паний», торгующих сырой или переработанной нефтью. В свою оценку ВР включает конденсат, природный га-зоконденсат (natural gas liquids – NGL), газоконденсат, из которого извлечены жидкие фракции и нефтепро-дукты, относящиеся к категории «природного газа, сжиженного в заводских условиях (natural gas plant

liquids – NGPL), в соответствии со стандартами Energy Information Administration (EIA). NGL, содержащий C2 (этан), С3 (пропан), C4 (бутан), C5 и C6 (пентан и гексан), используется для получения светлой нефти или газового бензина и фракционируется в сжиженный нефтяной газ (liquefied petroleum gas – LPG). NGL и его произ-водное LPG отличаются от конденсата, поскольку они абсолютно нестабильны в атмосферных условиях, и имеют компоненты с более низким молекулярным весом. К другим углеводородам, учитываемым ВР, относятся нефтеносные пески Канады и нефтеносные сланцы США. К не учитываемым ВР углеводородам относятся жидкие топлива, получаемые из угля, газа (gas-to-liquids – GTL) и биотоплива. База данных BP подразделяется на категории «добыча нефти» и «потребление нефти» в объеме в несколько миллионов баррелей в сутки в основ-ном из-за прибыли, а также во избежание погрешности в отчетности. Например, средняя добыча нефти в 2007 г. составляла 81,5 млн брл/сут, в то время как потребление 85,2 млн брл/сут – разница составляла 3,7 млн брл/сут. Кроме того, как отмечалось позже, некоторые агентства (например, Международное энергетическое агентство – IEA), принимали производительную мощность НПЗ, как минимум, на 10 млн брл/сут больше, чем в докладе ВР (Cambridge Energy Research Associates – CERA).

Запасы и ресурсы. Запасы углеводородов и, в частнос-ти, традиционной нефти подразделяются различными компаниями, включая геологические и инженерные группы, входящие в Ассоциацию инженеров-нефтя-ников (Society of Petroleum Engineers – SPE, 2008; см. www.spe.org), Американскую ассоциацию геологов-не-фтяников (American Association of Petroleum Geologists – AAPG; www.aapg.org), Мировой нефтяной совет (World Petroleum Council – WPC; www.world-petroleum.org) и Организацию инженеров-нефтяников-аналитиков (Society of Petroleum Evaluation Engineers – SPEE; www.spee.org), по категориям, ориентируясь, главным обра-зом, на тип образования запасов и их рентабельность. В статье внимание в первую очередь концентрируется на сравнении результатов оценки разрабатываемых ресур-сов и реальных данных об их добыче, полученных при помощи прямой Хьюберта и результатов исследований различных организаций, в частности, Геологической службы США (United States Geological Survey – USGS). По этой причине оценка USGS (2000; Ahlbrandt, 2004, 2006; Ahlbrandt и др., 2005) и оценка предельных извле-каемых ресурсов(estimated ultimate recoverable resources – EURR) были выполнены в соответствии с четырьмя категориями (рис. 1).

• Совокупная добыча (добытые запасы). Получены пу-тем сложения объемов ежегодной добычи (ВР, 2008).

• Остальные доказанные запасы. Данные получены из различных источников (табл. 4, BP, 2008; Oil & Gas Journal, ежегодный выпуск) и по этой причине могут различаться, в зависимости от страны или источника. Например, канадский Национальный энергетический совет (Canadian National Energy Board – CNEB) сооб-щил, что доказанные запасы нефти Канады составляют 180 млрд брл, из них нефтеносные пески – 174 млрд брл. Определение доказанных запасов также различно в зависимости от региона, организации, проводящей исследования и достоверности источников (например,

Мировые ресурсы

разр

абат

ыва

емы

е ре

сурс

ы, 2

860

млр

д бр

л

Дос

тове

рны

е за

пасы

, 25

09 м

лрд

брл

Оце

нка

извл

екае

мы

х за

пасо

в

Трад

ицио

нная

неф

ть, с

ыра

я не

фть

, га

зоко

нден

сат,

неф

тено

сны

е пе

ски

Нео

ткры

тые

запа

сысовокупная добыча,

1119 млрд брл

Не извлекаемые запасы нефти

Очень тяжелая нефть, (API < 15°)

Нефть из угля, нефтеносные сланцы

Нетрадиционная нефть

Доказанные запасы, 1238 млрд брл

Нефтеносные пески Канады, 152 млрд брл

Увеличение запасов/

Неоткрытые запасы, 351 млрд брл

Рис. 1. Оценка мировых ресурсов нефти


5 №8 • август 2010



США, ОПЕК, СНГ и т.д.). USGS использует базу данных IHS, которая включает в себя доказанные и вероятные запасы (P50 или 2P), что согласуется с мнением J. Laherrère (2008). В этой статье при упоминании доказанных запасов ссылаются на данные BP (2008) без проверки их досто-верности. Термин достоверные запасы означает сумму совокупной добычи и остальных доказанных запасов.

• Неоткрытые запасы (еще не разведанные). Их объемы не определены, и, как правило, оцениваются в результате геологических исследований с применением моделирования нефтегазоносных систем в различных регионах (например, моделирование бассейна), иног-да с оценкой вероятности возникновения (USGS, 2000; Ahlbrandt et al., 2005; Ahlbrandt и Klett, 2005).

• Увеличение запасов (увеличение). Включает недоказанные запасы развитых или неразвитых бассейнов и новые техно-логии, улучшающие управление ресурсами, обеспечивающие повышение их рентабель-ности и другие преимущества (например, McCabe, 1998, 2001; Klett и Tennyson, 2008; Klett и Gautier, 2005). В своих исследованиях Nehring (2006 a, b, c) показал важность уве-личения запасов двух развитых провинций США и доказал, как использование модели Хьюберта стало причиной неправильного прогноза добычи.

Поскольку разрабатываемые ресурсы точно известны, добыча подразделяется на три категории, которые недостаточно четко сформулированы и широко обсуждаются (Caruso, 2005; Skrebowski, 2006 a, b, c, 2007; Jackson, 2006; см. обзор Edwards, 1997; Kerr, 2005; Al-Husseini, 2006; Ahlbrandt, 2004, 2006; National Petroleum Council, 2007).

В анализе вышеперечисленных пяти стран, выполненное сравнение показывает значи-тельное несоответствие между разрабатывае-мыми, достоверными (BP, 2008) и предельными извлекаемыми запасами (табл. 1). Предельные извлекаемые запасы (см. табл. 1) были опреде-лены J. Laherrère (2008) и превышают пример-но на 12,5–22,5 % разрабатываемые запасы. Его расчеты основаны на применении модели Хьюберта в отношении исторических данных о ресурсах (траектория кривой), а не данных о добыче, и, тем не менее, они достаточно точно отражают предельные извлекаемые ресурсы (EURR). Еще одно несоответствие, возникает из-за того, что исторические данные о добыче не обязательно включают зафиксированные запасы из перспективных проектов, в рамках которых к добыче еще не приступили (на-пример, проекты повышения нефтеотдачи, включая жирный газ, сернистую и/или тя-желую нефть и т.д.).

Традиционные и нетрадиционные запасы. При сравнении результатов исследования добычи, запасов и совокупных ресурсов воз-никает определенная путаница, поскольку некоторые аналитики исключают, например,

NGL, ресурсы глубоководных и арктических регионов и т.д. До недавнего времени глубина воды рассматрива-лась, как один из критериев, отличающих традиционные и нетрадиционные запасы углеводородов, но в настоя-щее время ситуация изменилась благодаря развитию E&P-технологий. Например, T. Ahlbrandt (2008) отметил, что Campbell в 1989 г. при проведении анализа увеличил глубину разработок на 200 м. В 2008 г. этот показатель был увеличен до 500 м. В отличие от USGS (2000), которая первоначально установила глубину в 2000-м, но позже увеличила ее до 4000 м, когда в Бразилии начали бурить скважины на глубинах до 3000 м.

Таблица 2. Добыча нефти в исследуемых пяти странах, млн брл/год (ВР, 2008)

Год Норвегия Великобритания Оман Сирия Йемен Всего

1965 0,0 0,7 0,0 0,0 0,0 0,7

1966 0,0 0,7 0,0 0,0 0,0 0,7

1967 0,0 0,7 20,8 0,0 0,0 21,5

1968 0,0 0,7 88,0 7,7 0,0 96,4

1969 0,0 0,7 119,4 19,3 0,0 139,4

1970 0,0 1,5 121,2 31,0 0,0 153,7

1971 2,2 1,8 107,3 38,7 0,0 150,0

1972 12,1 2,9 102,9 42,7 0,0 160,6

1973 11,7 3,3 106,9 40,5 0,0 162,4

1974 12,8 3,7 105,9 47,1 0,0 169,4

1975 69,0 12,4 124,5 70,1 0,0 276,0

1976 101,8 92,4 134,0 73,4 0,0 401,6

1977 104,8 289,1 124,1 66,8 0,0 584,7

1978 129,9 408,4 114,6 65,3 0,0 718,3

1979 148,6 588,0 107,7 61,0 0,0 905,3

1980 192,7 607,0 104,0 57,7 0,0 961,4

1981 186,9 676,4 120,5 59,9 0,0 1043,6

1982 194,2 784,8 123,4 56,6 0,0 1158,9

1983 241,3 877,5 142,7 58,8 0,0 1320,2

1984 274,5 960,7 152,9 59,1 0,0 1447,2

1985 300,4 976,4 183,2 58,0 0,0 1518,0

1986 331,1 974,9 205,9 73,4 3,7 1589,0

1987 384,7 946,5 214,6 84,3 9,5 1639,6

1988 436,5 874,5 228,1 97,8 62,1 1699,1

1989 572,0 704,1 237,6 124,5 65,0 1703,2

1990 626,3 700,1 253,7 148,6 66,4 1795,1

1991 713,6 700,4 261,3 172,3 71,9 1919,5

1992 809,2 723,1 273,0 187,6 67,2 2060,1

1993 867,6 773,4 286,5 206,6 76,3 2210,5

1994 983,0 976,4 298,9 205,5 126,3 2590,0

1995 1059,6 1003,4 318,8 217,5 128,1 2727,4

1996 1179,7 998,3 327,4 213,9 130,3 2849,6

1997 1197,2 986,2 331,8 210,6 136,9 2862,7

1998 1145,4 1024,6 330,3 210,2 138,7 2849,1

1999 1145,7 1061,8 332,5 211,3 147,8 2899,1

2000 1221,3 973,5 350,0 200,0 164,3 2909,1

2001 1247,6 903,7 350,8 212,1 166,1 2880,3

2002 1216,6 899,0 328,5 200,0 166,8 2810,9

2003 1191,4 823,8 300,8 192,4 163,5 2671,9

2004 1164,0 740,2 275,9 180,7 153,3 2514,1

2005 1068,0 660,3 287,3 164,3 151,8 2331,7

2006 1014,3 597,1 274,5 153,7 138,7 2178,4

2007 932,9 597,1 262,1 143,8 122,6 2058,6

Всего 22 490,3 24 932,2 8534,3 4724,8 2457,3 63 138,9


6 №8 август • 2010



Сверхтяжелая нефть 10–12 °API (например, нефть басс. Ориноко в Венесуэле) считается нетрадиционным ресурсом и не включена (рис. 1) в оценку BP (2008). Однако, по мнению аналитиков, благодаря разработке инноваци-онного процесса вязкость сверхтяжелой нефти можно изменить (например, до 15 °API – USGS, Ahlbrandt et al., 2005; или 17,5 °API – Campbell, 2006). BP также не вклю-чает в свою оценку доказанные запасы сланцевой нефти, не учитывая объемы добычи сланцевой нефти и в США, и в других регионах. В этой статье анализ совокупной добычи и данных о запасах основаны на результатах оценки BP (2008); разница между традиционными и нетрадиционными запасами углеводородов отражена в табл. 6–8 и на рис. 1.

ИЛЛЮСТРАЦИЯ МОДЕЛИ ХьЮБЕРТА С УЧЕТОМ СНИЖЕНИЯ ДОБЫЧИ

Прямая Хьюберта. Рассмотрим простую взаимосвязь между разрабатываемыми ресурсами (resource – R) и максимальной добычей (maximum production – РМ). Оба параметра (R и РМ) – константы, а переменными пара-

метрами является ежегодная добыча (annual production – РА) и совокупная добыча (cumulative production – PC). Соотношение этих параметров отражено в ур. 1:

PA/PC = 4 × (PM/R) × (1 – PC/R). (1)

Переменные PA и PC, как известно из года в год из-меняются. Динамика их изменения отражается в еже-годных отчетах в большинстве добывающих стран мира (например, BP, 2008). Выразим отношение PA/PC = Y и PC = X и подставим в ур. 1. Эти показатели отражаются прямой линией (Hubbert, 1982; Duncan, 2001; Deffeyes, 2005; de Sousa, 2008) и принимают вид, как показано в ур. 2–4:

Y = A + B × X, (2)

A = 4 × PM/R, (3)

B = –4 × PM/R2. (4)

Рис. 2. Начало добычи нефти в Северном море (Норвегией и Великобританией) в начале 1070-х годов. Пик добычи в Норвегии был достигнут в 2001 г., в Великобритании – в 1999 г.

Рис. 3. Прямая Хьюберта для Норвегии: данные различны в зависимости от периода

Ежег

одна

я до

быча

, млр

д бр

л/го

дЕж

егод

ная

добы

ча/с

овок

упна

я до

быча

(РА/

Рс

)

ДОБЫЧА НЕФТИ В НОРВЕГИИ И ВЕЛИКОБРИТАНИИ

Великобритания Конец 2007 г.

Разрабатываемые ресурсы 24,9 млрд брл

Доказанные запасы 3,6 млрд брл

Всего: 28,5 млрд брл

Инцидент на Piper Alpha,

1985 г.

Пиковый год (2001), 1,25 млрд брл/год

РА/Рс = мах

В = наклон

млрд брл млрд брл/год

мИнтервал времени

Разрабатываемые ресурсы (R)

середина периода снижения добычи

Великобритания, пик добычи 1999 г., 1,06 млрд брл/год

Норвегия, пик добычи, 2001 г.

1,25 млрд брл/год

НорвегияКонец 2007 г.

Разрабатываемые ресурсы 22,5 млрд брл

Доказанные запасы 8,2 млрд брл

Всего: 30,7 млрд брл


7 №8 • август 2010



Константы А и В соответствуют точкам пересечения наклонной прямой с осью Y. Прямая линия может быть определена визуально или методом регрессии наимень-ших квадратов. Параметры А и В получаем из ур. (3) и (4) и подставляем их в ур. 5 и 6:

R = –A/B, (5)

PM = А × R/4. (6)

В соответствии с ур. 2, при X = –A/B, Y = 0. Это означает, что ось X пересекается прямой при значении Х = –A/B, что отражает показатель запасов R.

Норвегия: прямая Хьюберта. Динамика изменения добычи нефти в Норвегии (рис. 2, табл. 2, ВР, 2008) мо-жет быть интересна с точки зрения проверки, насколь-ко точно эти уравнения подходят для данного региона. Максимальная добыча нефти в Норвегии к 2001 г. со-ставляла 1,25 млрд брл/год, и к концу 2007 г. было добыто 22,5 млрд брл. Доказанные запасы составили 8,2 млрд брл (ВР, 2008) с совокупными достоверными запасами 30,7 млрд брл (см. табл. 1).

На рис. 3 представлено соотношение ежегодной совокупной добычи(Y = PA/PC) к совокупной добыче (X = PC). Три Прямые Хьюберта определялись методом регрессии наименьших квадратов для различных вре-менных интервалов.

Когда рассматривались данные 1982–2007 гг. разра-батываемые ресурсы R составляли 29,8 млрд брл, а мак-симальные объемы добычи – 1,25 млрд брл/год. После достижения первого пика добычи в 1989–1997 гг. исполь-зовались отдельные данные; в тот период R составляла 30,4 млрд брл, а PM = 1,30 млрд брл/год. Прямая, отра-жающая последние данные в период 1998–2007 гг. и представленная на рис. 3, показывает, что R составляет 31,1 млрд брл, а PM = 1,21 млрд брл/год. По существу, R и PM на всех трех прямых линиях отличаются на несколько процентов от показателей пика и досто-верных запасов.

Важно отметить, что Прямая Хьюберта, отражающая предварительный пик добычи 1989–1997 гг., предостав-

ляет достаточно информации для прогнозирования года пика и достоверных запасов. Прямая линия, построенная на основании последних данных в период 1998–2007 гг. отражает показатель R, как 31,1 млрд брл; который всего на 0,4 млрд брл больше, чем достоверные запасы (30,7 млрд брл). Во-первых, следует предположить, что неоткрытые запасы (неразведанные плюс увеличение запасов, см. рис. 1) составляют 1,3 % (100 × 0,4/30,7, см. табл. 1). С другой стороны, логистическая кривая, пост-роенная на основе исторических данных о запасах, про-гнозирует величину предельных извлекаемых ресурсов Норвегии в объеме 36,0 млрд брл (J. Laherrère, 2008). При этом неразведанные запасы составляют 4,9 млрд брл (13,6 %, см. табл. 1). Очень важно проводить различие между терминами с учетом несоответствия между добываемыми, достоверными и конечными извлекаемыми запасами.

При сравнении данных Прямой Хьюберта, построен-ной для Норвегии и других регионов, было бы полезно использовать стандартизированную прямую. В этом случае ур. 1 можно записать как:

(PA/PM)/(PC/R) = 4 × (1 – PC/R). (7)

На этом графике ось Y будет пересекаться прямой при значении 4,0, а ось Х в точке 1,0 (100 %). На рис. 4 показана стандартизированная прямая для Норвегии, в соответствии с которой R = 31,1 млрд долл. Таким об-разом, эти данные можно сравнить с данными других стран и регионов мира (рис. 6, 9, 11, 13 и 16).

Парабола Хьюберта. Безусловно, что Прямая Хьюберта для Норвегии отражает важную информацию о динамике добычи, в том числе и перспективные данные, связанные с определением периода начала последую-щего сокращения. Но, что же тогда означает Парабола Хьюберта? Чтобы прояснить ее значение, ур. 1 можно переписать следующим образом:

PA/PM = 4 × (PC/R) × (1 – PC/R). (8)

Ур. 8 несет ту же информацию, что и ур. 1–7, но оно также показывает, насколько процентное отношение еже-

Рис. 4. Стандартизированная Прямая Хьюберта для Норвегии

ста

ндар

тизи

рова

нная

еж

егод

ная

добы

ча/

сок

ращ

ение

доб

ычи

СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ ПРЯМАЯ ХьЮБЕРТА ДЛЯ НОРВЕГИИ

РМ = 1,21 млрд брл/год

РА РC

РM R

Отрезок в период 1998 – 2007 гг.

Добываемые ресурсы R = 31,1 млрд брл


Модель пика, 2001 г.

Запасы на конец 2007 г.Разрабатываемые – 22,5 млрд брлДоказанные – 8,2 млрд брлВсего: – 30,7 млрд брл

Модель середины периода сокращения добычи,

15,56 млрд брл


8 №8 август • 2010



годной и максимальной добычи (100 × PA/PM) соответс-твует параболической траектории кривой и уменьшению процентного показателя D = 100 × PC/R (Hubbert, 1982; Duncan, 2001). На рис. 5 изображена Парабола Хьюберта, отражающая динамику добычи нефти в Норвегии, пос-троенная с использованием R = 31,1 млрд брл. При этом принимались следующие данные:

• ежегодная и совокупная добыча в 1977 г. году со-ставляли 0; PC = PA = 0;

• ежегодная добыча в Норвегии достигла 36 % пиковой добычи при сокращении запасов на 10 % в 1988 г.

• в 1990 г. при сокращении запасов на 15 % было до-стигнуто 50 % пиковой добычи;

• при сокращении запасов на четверть, было достиг-нуто 80 % объема пиковой добычи (немного больше, чем это должно было быть в соответствии с Параболой для 1994 г.);

• достижение пиковой (PA = PM, когда половина или 50 % уже добыта, при D = 50 %, PC = 15,5 млрд брл) еже-годной добычи в соответствии с параболой, должно было произойти в 2001 г. Как видно из графика в действитель-ности это и произошло в 2001 г.

• равномерная добыча, определяемая как 91 % от пи-ковой, отражена почти прямым отрезком Параболы, а затем начинается снижение, примерно на 35 % до по-казателя в 65 % на сегодняшний день (это произошло в период 1995–2005 гг.);

• после 50 %-ного снижения (от пикового уровня) добычи, стороны Параболы, отражающие увеличение и сокращение добычи, должны стать почти полностью симметричными;

• ежегодная добыча стремится к нулю (PA = 0), это означает, что все ресурсы исчерпаны (D = 100 %, PC = R = 31,1 млрд брл), что в соответствии с прогнозами должно произойти после 2020 г.;

В целом, очевидно, что чем ближе данные приближе-ны к траектории Прямой Хьюберта (см. рис. 3 и 4), тем ближе они к траектории Параболы добычи Хьюберта (рис. 5). Это иллюстрирует, что разрабатываемые ресурсы (31,1 млрд брл) – не предельные извлекаемые ресурсы (36,0 млрд брл) точнее корректируются Параболой Хьюберта в период с 1977 по 2007 гг. Однако это подтверж-дает, что не все конечные извлекаемые ресурсы добыва-ются в период пика и увеличения добычи. Эта тенденция

Рис. 5. Парабола Хьюберта для Норвегии, отражающая ежегодную добычу

ПАРАБОЛА ХьЮБЕРТА ДЛЯ НОРВЕГИИ

Ежег

одна

я/П

иков

ая д

обы

ча (Р

А/Р

М),

%

Доб

ыча

, млр

д бр

л/го

д (м

лн б

рл/с

ут)

Разрабатываемые ресурсы (R)

75 % РМ при 25 % и 75 % D 1994 и 2008 гг. симметричны относительно 2001 г.

2001пик РМ - 1,21 млрд брл/год =

=3,32 млн брл/сут

50 % РМ при 15 % и 85 % D1990 и 2010 гг. симметричны относительно 2001 г.

36 % РМ при 10 % сокращении запасов (D)

Разрабатываемые ресурсы (R), 31,1 млрд брл

Добытые запасы, 22,49 млрд брл

сокращение запасов (D = РC/R) совокупная добыча/разрабатываемые ресурсы, %

Доказанные запасы, 8,2 млрд брл

0,8 2,3 3,8 5,2 6,6 7,9 9,1 10,0 9,8

Ежегодное снижение добычи, %

млрд брл


9 №8 • август 2010



характерна, скорее, для пе-риода спада добычи. Итак, проведенный анализ пока-зывает, что в уравнениях явно не отражено время. Этот вопрос рассматрива-ется далее.

Коэффициент мак-симального снижения и ежегодного снижения до-бычи. Время учитывается в процессе моделирования путем рассмотрения ма-лых приращений времени (dT), необходимых для до-бычи небольших объемов нефти (dP). Возвращаясь к ур. 8, рассмотрим еще раз равенство D = PC/R и подставим вместо PA небольшой коэффициент отдачи dP/dT. При этом получим:

dP/dT = 4 × PM ×(D) × (1 – D). (9)

Упростим обе части уравнения и получим:

dT = 0,25 × (dP/PM)/(D × ( 1 – D)). (10)

Отсюда, временной интервал или период (Т), начиная с половины сокращения добычи, рассчитывается путем сложения временных приращений dT (объема добычи с течением времени, de Sousa, 2008). Для описания при помощи модели Хьюберта времени и длительности про-ектов вводится два коэффициента (в процентах). Первый коэффициент отражает соотношение максимального сокращения добычи в год (DM в год) и разрабатываемых ресурсов (R). В 2001 г. в Норвегии DM составлял 3,89 % в год (DM = 100 × 1,21/31,1 млрд брл, см. табл. 1). Как показано на рис. 5, на протяжении 1996–2005 гг. до-быча осуществлялась в пределах 91 % максимального показателя или примерно в максимальных объемах (т.е. ежегодные PA и пиковая добыча PM были почти равны данным параболы). Второй коэффициент показывает необратимое ежегодное сокращение добычи (DA, ко-торое называют снижение добычи из года в год или естественное снижение, например, Skrebowski, 2006 a, б, в; 2007; Jackson, 2008). Он отражает процентное годовое сокращение добычи по сравнению с преды-дущим годом.

В табл. 3, временной интервал (Т), начиная с пико-вого года, и ежегодное снижение добычи показаны для DM = 1,0 % в год. Для других максимальных коэффи-циентов снижения добычи, если временной интервал (T) изменяется в обратной пропорции (например, для DM = 2,0 % в год), то в этом случае время делится на 2,0 и ежегодное снижение добычи происходит в прямой пропорции (для DM = 2,0 % в год), то 2,0 умножается на снижение добычи.

Для Норвегии (рис. 5), после пикового года период с 2001 г. (середины снижения добычи) до примерно

2020 г. (95 %-ного сокращения ресурсов) рассчитывается по ур. 10. Также показаны среднегодовые темпы сниже-ния добычи (DA) на каждые 5 % повышения интенсив-ности сокращения ресурсов. Фактическая траектория сокращения ресурсов в период между 2001–2007 гг. сравнима с прогнозной моделью. Норвежская модель прогнозирует, что скорость сокращения добычи повы-силась с 0,8 % в год (сразу после пика добычи), до 6,6 % в год к 2007 г. В следующем десятилетии этот показатель увеличится до 10 % в год. Рассмотрев траекторию сокра-щения добычи (в соответствии с моделью), мы видим, что она симметрична траектории увеличения добычи (до пикового года). Например, сравним траекторию кривой в 2007 г. (шесть лет после пика добычи) и 1994 г. (семь лет до пика добычи). Приняв к сведению эту прогноз-ную модель можно рассчитать ежегодное снижение добычи (DA). Следует учитывать, что сокращение до-бычи на зрелых месторождениях не обязательно будет соответствовать прогнозу (Nehring, 2006 a, b, c). Как отмечалось ранее, разрабатываемые ресурсы Норвегии (31,1 млрд брл) всего на 13,6 % меньше, чем предельные извлекаемые запасы (36,0 млрд брл; J. Laherrère, 2008). Это различие означает, что дополнительные и еще не открытые запасы могут быть открыты и разработаны в ближайшей перспективе, что окажет существенное влияние на снижение скорости добычи и увеличение временных промежутков. Соответственно траектория спада добычи будет не такая крутая и это отчасти на-рушит симметричность Параболы. Этот подход может быть в целом верен, особенно при условии повышения цен на нефть и разработку инновационных технологий повышения нефтеотдачи.

Модель Хьюберта для Великобритании. Если ди-намика добычи в Норвегии почти точно соответствует траектории модели Хьюберта, то в Великобритании нет. Хотя обе страны начали добычу нефти в Северном море почти одновременно (см. рис. 2 и табл. 2, ВР, 2008), траектория Параболы Хьюберта для Великобритании

Таблица 3. Период (Т) и ежегодное снижение добычи (DA) при максимальном сокращении запасов (DM) при темпе сокращения 1,0 % в год*

Сокращение запасов, %

Послепиковое сокращение запасов, %

Ежегодная/максимальная добыча, %

Период после пика, год

Ежегодное снижение, %

1 99 4 117,21,8

5 95 19 74,12,5

10 90 36 55,32,5

15 85 51 43,72,3

20 80 64 35,02,0

25 75 75 27,81,7

30 70 84 21,61,4

35 65 91 15,81,0

40 60 96 10,70,6

45 55 99 5,00,2

50 50 100 0,0

* Коэффициент максимального сокращения добычи (DM, % в год) равен 100 периодам максимальной добычи (PM), деленным на добываемые ресурсы (R). Таблица показывает время (период примерно середины сокращения добычи) и сокращение ежегодной добычи (из года в год) разными темпами (совокупная добыча, поделенная на добываемые запасы) для DM = 1,0 % в год. Для других коэффициентов максимального сокращенияr добычи временные интервалы изменяются в зависимости от темпов ежегодного снижения добычи.


10 №8 август • 2010



имеет гораздо более крутой наклон с раним пиком до-бычи в 1985 г. затем последующим снижением и еще более резким скачком в период 1989–1993 гг.

Снижение добычи нефти после 1985 г. отчасти яв-ляется следствием трагической аварии Piper Alpha и последующих мер по обеспечению безопасности. Лишь спустя несколько лет отрасль смогла вернуться к полной производственной мощности (Zittel и Schindler, 2003). Кроме того, сокращение добычи нефти на месторож-дении Брент стало результатом размещения там газодо-бывающих объектов (J. Laherrère, 2008). Добыча нефти в Великобритании вновь вернулась к прежнему уровню только в 1993 г. и достигла своего пика в 1999 г., после чего начала снижаться.

К концу 2007 г. добытые и доказанные запасы нефти Великобритании составляли соответственно 24,9 млрд и 3,6 млрд брл соответственно, что в сумме составляет 28,5 млрд брл разведанных запасов. В Норвегии этот показатель равен 30,7 млрд брл (см. табл. 1, BP, 2008). На рис. 6 и 7 представлены стандартизированная Прямая и Парабола Хьюберта для Великобритании. Данные о разрабатываемых ресурсах Великобритании (R) взяты на отрезке 1994–2007 гг. прямой линии. Так было уста-новлено, что показатель 30,6 млрд брл на 2,1 млрд брл больше, чем достоверные запасы (28,5 млрд брл, см. табл. 1). Прогноз максимальной добычи в 1996 г. составлял 1,06 млрд брл/год. Максимальная добыча в пиковый год составила 1,06 млрд брл/год.

Как и в Норвегии, показатель разрабатываемых ре-сурсов Великобритании значительно меньше (12,5 %), чем показатель предельных извлекаемых ресурсов (EURR) и составляет 35,0 млрд брл (J. Laherrère, 2008). Парабола Хьюберта для Великобритании прогнозирует снижение добычи до 700 тыс. брл/сут к 2015 г. и до 100 тыс. брл/сут к 2030 г. Эти прогнозы нельзя с полной уверенностью назвать точными, поскольку к 2015–2030 гг. могут быть разработаны технологии повышения отдачи и марги-нальные ресурсы вновь будут коммерчески жизнеспо-собными. Так же возможно, что сокращение добычи не будет столь интенсивным. По материалам доклада IEA «World Energy Outlook 2008», опубликованного лондонской Financial Times (C. Hoyos и J. Blas, October 29, 2008) был подготовлен прогноз, что добыча нефти в Великобритании в Северном море к 2030 г. составит примерно 500 тыс. брл/сут, а не 100 тыс. брл/сут.

Многомодальная кривая добычи. В истории добычи нефти в Великобритании отмечается два пика, что ха-рактеризует ее как бимодальную; в Норвегии отмечался только один пик добычи, характеризующийся мономо-дальной параболой (см. рис. 2). Если рассмотреть Прямую Хьюберта для Великобритании до 1994 г., мы увидим, что разрабатываемые ресурсы существенно занижены, примерно на 10 млрд брл (см. рис. 6). Это свидетельствует о важной детали, когда предполагается, что разрабатыва-емые ресурсы добываются. Многомодальная Парабола добычи характерна для тех регионов, где происходили серьезные аварии, войны, стихийные бедствия, саботаж, забастовки, санкции, квоты, эмбарго, изменения цен и другие не геологические события. Причиной может стать колебание цен на нефть, разработка и внедрение технологий восстановления добычи (например, изуче-ние влияния заводнения) или других технологических

новшеств (Nehring, 2006 a, b, c). Тем не менее, следу-ет отметить, что добыча в 1993–2007 гг. по-прежнему отслеживалась моделью Хьюберта достаточно точно особенно в отношении второго пика добычи и начала спада (рис. 7). Это имеет непосредственное отношение к последующему обсуждению кривой Хьюберта добычи в мире в целом, которая является мультимодальной (см. рис. 15 и 17).

Сравнение моделей Хьюберта для Норвегии и Великобритании. Максимальный коэффициент ежегод-ного снижения добычи в Великобритании (DM) составлял 3,56 % в год (по сравнению с Норвегией 3,89 % в год). Период пиковой добычи в Норвегии (более 91 % от пиковой добы-чи) длился примерно 10 лет (1996–2005 гг.), в отличие от Великобритании, где отмечалось два пика добычи (1984–1987 гг. и 1994–2001 гг.), которые продолжались в совокуп-ности примерно 12 лет (см. рис. 2, табл. 1). По состоянию на конец 2007 г. нефтяные ресурсы Великобритании сократились на 81,3 %, в Норвегии – на 72,3 %. После пика добычи в обеих странах отмечается ее снижение, что характеризуется соответственным отрезком пара-болы. В конце 2007 г. добыча в Великобритании состав-ляла 56,2 % (от пиковой добычи); в Норвегии – 74,8 % от пиковой добычи. Точное соответствие отрезка кривой снижению добычи является важным результатом и от-ражается профилем параболы, а также характеризуется мономодальностью или бимодальностью.

Что касается Северного моря, увеличение запасов нефти и, тем более, природного газа, в этом регионе в значительной степени повлияло на результаты анали-тических исследований. Например, запасы гигантского месторождения Экофиск существенно превзошли пер-воначальные оцененные извлекаемые запасы (Klett и Gautier, 2005; T. Ahlbrandt, 2008). Тем не менее, совокуп-ная добыча углеводородов в двух странах снизилась с 2,21 млрд брл/год в 1999 г. до 1,53 млрд брл/год в 2007 г. Это подтверждается прогнозной моделью, в соответс-твии с которой в 2015 г. этот показатель составит всего 0,70 млрд брл/год (см. табл. 2). Прогнозируемое сниже-ние добычи в период 1999–2015 гг. составляет 1,5 млрд брл/год или 4,1 тыс. брл/сут. Если это соответствует действительности, то потребуется повысить добычу до объемов, равноценных годовой добыче Ирана, второго крупнейшего производителя ОПЕК в 2007 г.

Модель Хьюберта для стран Ближнего Востока, осу-ществляющих наземную добычу. Для иллюстрации модели Хьюберта, подготовленной для стран, осущест-вляющих наземную добычу и имеющих различные за-пасы и динамику добычи, возьмем три страны Ближнего Востока – Оман, Сирию и Йемен (рис. 8 и см. табл. 2; ВР, 2008). На рис. 9–14 и в табл. 1, добыча в этих странах сравнивается при помощи графиков. Точность данных Прямой Хьюберта повысилась после сокращения запа-сов на 20 % для Омана и на 30 % для Сирии и Йемена. На конец 2007 г. соотношение коэффициента ежегодной/пиковой добычи (PA/PM) для Омана составляло 74,7 %, для Сирии 66,1 % и Йемена 73,5 %. Во всех трех случа-ях модель точно отразила пиковую добычу и начало ее снижения.

Существенное отличие между этими тремя странами заключается в коэффициенте максимального снижения добычи в период пика (DM). В Йемене этот показатель


11 №8 • август 2010



был самым высоким и составил 4,82 % в год. Кроме того, Парабола Хьюберта для Йемена имела самый короткий период пиковой добычи (с 2000 по 2005 гг.), составивший шесть лет. Йемен характеризовался наиболее высоки-ми темпами снижения добычи; по прогнозам к 2008 г. коэффициент снижения добычи DA составлял 9,8 % в год (рис. 14). В Сирии коэффициент максимального снижения добычи в период пика был равен 3,72 % в год; протяженность периода пиковой добычи составляла 8,5 лет (с середины 1993 г. до конца 2002 г.), а интен-сивность максимального снижения добычи в 2008 г. составила 8,7 % в год (рис. 12). В Омане DM был равен, по крайней мере, 2,62 % в год, наиболее протяженный пе-риод пиковой добычи составил 12 лет (с 1994 по 2005 гг.). Интенсивность максимального снижения добычи в 2008 г. составила 4,5 % в год (рис. 10).

Приведенные сравнения показывают, что темпы снижения добычи (DA) в соответствии с моделью раз-личны в зависимости от региона (см. табл. 1 и рис 5, 7, 10, 12 и 14) и временного периода (см. табл. 3). Чем больше коэффициент максимального снижения до-бычи (DM = PM/R) в период пика, тем меньше продол-жительность этого периода и выше темпы ежегодного спада. Примечательно, что динамика добычи после ее увеличения, по прогнозам, зависит только от пикового уровня добычи (РМ) и разрабатываемых ресурсов (R), или эквивалентна их соотношению, что отражает ин-тенсивность максимального снижения добычи DМ (см. табл. 3). В нашем исследовании этот прогноз, вероятно, более точен для стран Северного моря, чем для стран Ближнего Востока.

В отличие от морских разработок добыча на назем-ных месторождениях включает в себя возможности для реализации дополнительных и более дорогостоящих проектов, например, повышения нефтеотдачи пластов (enhanced oil recovery – EOR), добычи жирного газа, тяжелой и сернистой нефти и т.д. Эти перспективные проекты квалифицируются как доказанные запа-сы, но еще не отражаются в данных исследованиях. Следовательно, данные о разрабатываемых ресурсах R, меньше, чем показатель достоверных запасов (см. табл. 1).

Для Омана разница составляет 12,1 % (12,4 млрд против 14,1 млрд брл), Сирии 18,1 % (5,9 млрд против 7,2 млрд брл), Йемена и 35,4 % (3,4 млрд против 5,26 млрд брл). Соответственно, эти запасы меньше, чем предельные извлекаемые ресурсы (EURR), отраженные Параболой Хьюберта (J. Laherrère, 2008) и составляющие для Омана 22,5 % (12,4 млрд против 16,0 млрд брл), Сирии 21,3 % (5,9 млрд против 7,5 млрд брл) и Йемена 15,0 % (3,4 млрд против 4,0 млрд брл).

Эти сравнения помогают проиллюстрировать оши-бочность методики Прямой Хьюберта, а именно, то, что данные о динамике добычи могут не подтвердить значительного расхождения показателей неразработан-ных, а также доказанных и вероятных запасов. В таких случаях, ежегодное снижение добычи вновь становится менее интенсивным по завершению реализации новых проектов. Действительно, прогнозы, подготовленные в сентябре 2008 г. министром нефтяной промышленности и природных ресурсов Сирии S. ‘Alaw (MEES, 2008), привлекли внимание к этой погрешности. В своем докладе г-н министр заявил, что извлекаемые запа-сы нефти Сирии на 5,0–7,0 млрд брл больше, чем указано в данных ВР (2008). Прибавление объемов добычи (4,7 млрд брл) и доказанные запасы (7,0 млрд брл) влияют на увеличение достоверных запасов до 11,7 млрд брл, или на 4,0 млрд брл больше, чем оценка предельных извлекаемых ресурсов 7,5 млрд брл (J. Laherrère, 2008). Кроме того, министр заявил, что добыча нефти в 2008 г. увеличилась на 5 тыс. брл/сут по сравнению с 2007 г., тем самым, приостановив сокращение добычи, и останется на уровне более 320 тыс. брл/сут до 2020 г. Его прогноз добычи нефти до 2020 г. более чем в три раза превышает данные оценки, приведенные на рис. 12.

МОДЕЛь ХьЮБЕРТА ДЛЯ ДРУГИХ СТРАН И БАССЕЙНОВ

Модель Хьюберта для исследуемых пяти стран, как считалось до сих пор, несет полезную информацию в отношении их запасов, ресурсов и добычи. Во всех слу-чаях их E&P-активность регулируется соглашениями о разделе добычи (production-sharing agreements – PSA),

Рис. 6. Стандартизированная Прямая Хьюберта для Великобритании

СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ ПРЯМАЯ ХьЮБЕРТА ДЛЯ ВЕЛИКОБРИТАНИИ

ста

ндар

тизи

рова

нная

еж

егод

ная

добы

ча/

сок

ращ

ение

доб

ычи

На конец 2007 г.Добытые запасы, 24,9 млрд брлДоказанные запасы, 3,6 млрд брлВсего: 28,5 млрд брл

Инцидент Piper Alpha,

1985 г.

Ранний пик добычи

РМ = 1,02 млрд брл/год


сокращение запасов (D = РC/R) совокупная добыча/Разрабатываемые ресурсы, %


Отрезок Прямой в период 1994 - 2007 гг.


Модель середины

периода пиковой добычи,


РА РC

РM R


12 №8 август • 2010



что также учитывается моделью. В целом, модель хоро-шо подходит для регионов, которые находятся на этапе интенсивного раннего развития, увеличения объемов запасов и имеющих географически ограниченную ре-сурсную базу (Т. Ahlbrandt, 2008). Это правило не при-меняется к регионам, которые не удовлетворяют хотя бы одному из этих факторов, например, басс. Гадамес (Алжир), Неукен (Южная Америка), морские глубоко-водные участки Бразилии и США, на которых недавно были открыты значительные запасы (Ahlbrandt and Klett, 2005), или долина Сан-Хоакин Велли (США), где были открыты значительные запасы тяжелой нефти и пермский бассейн (Nehring 2006 a, b, c). Еще одним важным регионом, к которому не применима модель Хьюберта, являются пять стран Персидского залива, включая Иран, Ирак, Кувейт, Саудовскую Аравию и Объединенные Арабские Эмираты. На долю этих стран приходится 58 % всех зарегистрированных мировых доказанных запасов (примерно 720 млрд брл, см. табл. 4, BP, 2008). Добыча в этих странах опи-

сывается многомодальной Параболой Хьюберта, и в основном определяется не геологическими факторами (T. Ahlbrandt, 2008). Достоверные запасы этих стран в настоящее время исчерпаны примерно на 30 %. Для этих стран, добыча не описывается Прямой Хьюберта, которая не может быть использована для прогно-зирования профиля перспективной добычи или ее оценки.

Запасы и добыча в Иране. Добыча в Иране в полной мере отражает неопределенности и ошибки, которые возникают при применении модели Хьюберта к странам с многомодальной параболой (Al-Husseini, 2007). Добыча нефти в Иране быстро возросла в 1960-х и начале 1970-х годов, достигнув пика в 1974 г. (6,02 млн брл/сут). До 1979 г. максимальная добыча колебалась в пределах 5–6 млрд брл, после чего к 1981 г. упала до 1,56 млн брл/сут из-за Ирано-иракской войны. После окончания войны, добыча нефти в Иране стала увеличиваться, достигнув в 2007 г. 4,4 млн брл/сут (нефть и конденсат). E&P-стратегия Ирана не зависит от PSA-соглашений, тем

Рис. 7. Парабола Хьюберта для Великобритании, отражающая добычу нефти (параболическая траектория формируется с 1993 г.)

ПАРАБОЛА ХьЮБЕРТА ДЛЯ ВЕЛИКОБРИТАНИИ

Ежег

одна

я до

быча

/Пик

овая

доб

ыча

(РА/

Рс

), %

Доб

ыча

, млр

д бр

л/го

д, м

лн б

рл/с

ут

Пик добычи (1996), РМ = 1,02 млрд брл/год =

2,79 млн брл/сут


млрд брл



Добытые запасы, 24,9 млрд брлДоказанные

запасы, 3,6 млрд брл

Период после аварии Piper Alpha, введения новых инициатив

безопасности и размещения новых нефтегазовых мощностей

0,7 2,1 3,5 4,8 6,1 7,3 8,3 9,0 9,0


13 №8 • август 2010



не менее, Иран стремился к постоянному увеличению добычи и ресурсов. К 2007 г. Ираном было добыто 65 млрд брл нефти, оставшиеся доказанные запасы составляли 138,4 млрд брл. Что в сумме составляет 203,4 млрд брл разведанных запасов (BP, 2008). В отчетах эти запасы отражаются как первичные и вторичные, в основном с привлечением инновационных EOR-проектов восста-новления зрелых месторождений.

В отличие от прогнозной модели Хьюберта пик добычи нефти в Иране был достигнут тогда, когда было извлечено 10 % запасов (20 млрд брл нефти) по сравнению с предложенными моделью 50 % из-влеченных запасов. Когда прямая Хьюберта была

сопоставлена с данными о добыче в Иране в период 1991–2007 гг. разрабатываемые запасы (R) колебались в пределах 156–177 млрд брл, что на 13–23 % меньше достоверных запасов (203,4 млрд брл). Максимальная интенсивность добычи в середине периода ее сни-жения находилась в пределах 4,5–4,7 млн брл/сут и считается, что она не изменится вплоть до 2020 г. Эти результаты позволяют предположить, что ма-ловероятно, что добыча нефти в Иране достигнет уровня 1970-х годов (5–6 млн брл/сут). Этот прогноз подтверждается сообщениями, что ежегодное естес-твенное снижение добычи составляет 250–500 тыс. брл/сут или 5,8–11,6 % в год (Al-Husseini, 2007). Это

Рис. 8. Динамика изменения добычи нефти в Омане, Сирии и Йемене

Рис. 9. Стандартизированная Прямая Хьюберта для Омана

ДОБЫЧА НЕФТИ В ОМАНЕ, СИРИИ И ЙЕМЕНЕ

Ежег

одна

я до

быча

, млн

брл

/год

ста

ндар

тизи

рова

нная

еж

егод

ная

добы

ча/

сок

ращ

ение

доб

ычи

Доб

ыча

, млн

брл

/сут

Пик добычи в Омане (2001),

351 млн брл/год

Пик добычи в йемене (2002), 167 млн брл/год


йемен (на конец 2007 г.)Добытые запасы, 2,46 млрд брл

Доказанные запасы, 2,80 млрд брлВсего: 5,26 млрд брл

Пик добычив сирии (1995),

218 млн брл/год

сирия (на конец 2007 г.)Добытые запасы, 4,7 млрд брл


Оман (на конец 2007 г.)Добытые запасы, 8,5 млрд брл


Год

СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ ПРЯМАЯ ХьЮБЕРТА ДЛЯ ОМАНА

РМ = 325 млн брл/годПиковый год (2001), 351 млн брл/годМодель пика, 1999 г.



Отрезок Прямой в период 1986 – 2007 гг.

Модель середины периода

пиковой добычи, 6,2 млрд брл

РА РC

РM R


14 №8 август • 2010



достаточно большой объем добычи, чтобы полностью компенсироваться новыми открытиями.

Определение текущей добычи. В табл. 4 приведено сравнение объемов добычи в прошлом с уровнем 2007 г. нефтедобывающих стран (2007/Past Ratio), например, для Ирана в период с 1994 по 2007 гг. это соотношение составило 72,6 % (100 × 4,40/6,06). Кроме того, в таблице приведены данные о запасах и статистика (BP, 2008), которые обеспечивают обзор, в каких странах добы-ча нефти растет, а в каких уменьшается. Страны, в которых пик добычи приходился на 2007 г. (2007/Past Ratio = 100 %) находятся в настоящее время на этапе ее увеличения. Те страны, в которых добыча нефти в 2007 г. превышала 90 % максимального показателя, вероятно, находятся на этапе пиковой добычи и могут немного ее увеличить. Страны с коэффициентами 80–90 %, вероятно находятся на этапе максимальной добычи, но маловероятно, чтобы они в перспективе могли ее

увеличить. Те страны, в которых это соотношение со-ставляет менее 80 %, могут находиться либо в конце этапа пиковой добычи, либо на этапе ее снижения.

Ирак с доказанными запасами нефти в 115 млрд брл особенно отмечен в связи с исключительно низким коэффициентом, составляющим 61,5 %. Не возникает никаких сомнений, что последняя максимальная добыча нефти в 3,5 млн брл/год может быть существенно уве-личена. Табл. 4 показывает, что почти 62 % совокупной мировой добычи нефти 2007 г. приходилась на страны, которые имеют потенциал для увеличения добычи (2007/Past >80 %), что составило 54 % мировых запасов (за ис-ключением нефтеносных песков Канады). Другие 38 % добычи 2007 г. приходились на страны с коэффициентом менее 80 %, что соответствует 46 % зарегистрированных запасов. Эти страны вряд ли смогут увеличить добычу (за исключением Ирака, на долю которого приходилось 2,7 % добычи в 2007 г.).

Рис. 10. Парабола Хьюберта для Омана, отражающая добычу нефти (параболическая траектория формируется с 1986 г.)

сокращение запасов (D = РC/R) совокупная добыча/разрабатываемые ресурсы, %

.Еж

егод

ная

добы

ча/П

иков

ая д

обы

ча (Р

А/Р

с),

%

Доб

ыча

, млн

брл

/год

, ты

с. б

рл/с

ут

ПАРАБОЛА ХьЮБЕРТА ДЛЯ ОМАНА

Пик добычи (1999), РМ = 325 млн брл/год =

891 тыс. брл/сут



Добытые запасы, 8,5 млрд брл Доказанные запасы, 5,6 млрд брл

млрд брл

0,5 1,6 2,6 3,5 4,5 5,3 6,1 6,7 6,6


15 №8 • август 2010



Рис. 11. Стандартизированная Прямая Хьюберта для Сирии

Рис. 12. Парабола Хьюберта для Сирии, отражающая добычу нефти (параболическая траектория формируется с 1990-х годов)


СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ ПРЯМАЯ ХьЮБЕРТА ДЛЯ СИРИИ

РМ = 219 млн брл/год

Пиковый год (1995), 218 млн брл/год








ста

ндар

тизи

рова

нная

еж

егод

ная

добы

ча/

сок

ращ

ение

доб

ычи


Ежег

одна

я до

быча

/Пик

овая

доб

ыча

(РА/

Рс

), %

Доб

ыча

, млн

брл

/год

, ты

с. б

рл/с

ут

ПАРАБОЛА ХьЮБЕРТА ДЛЯ СИРИИ

Пик добычи (1999), РМ = 219 млн брл/год =

601 тыс. брл/сут




РА РC

РM R

млрд брл

0,7 2,2 3,6 5,0 6,3 7,6 8,7 9,5 9,4


16 №8 август • 2010



Рис. 13. Стандартизированная Прямая Хьюберта для Йемена

Рис. 14. Парабола Хьюберта для Йемена, отражающая добычу нефти (параболическая траектория формируется с 1990-х годов)


СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ ПРЯМАЯ ХьЮБЕРТА ДЛЯ ЙЕМЕНА

РМ = 163 млн брл/год Пиковый год (2002), 167 млн брл/год







1,7 млрд брл

ста

ндар

тизи

рова

нная

еж

егод

ная

добы

ча/

сок

ращ

ение

доб

ычи


Ежег

одна

я до

быча

/Пик

овая

доб

ыча

(РА/

Рс

), %

Доб

ыча

, млн

брл

/год

, ты

с. б

рл/с

ут

ПАРАБОЛА ХьЮБЕРТА ДЛЯ ЙЕМЕНА

Пик добычи (2002), РМ = 163,5 млн брл/год

= 448 тыс. брл/сут




РА РC

РM R

млрд брл

1,0 2,9 4,7 6,5 8,2 9,8 11,2 12,3 12,1


17 №8 • август 2010



БАЗОВЫЙ СЦЕНАРИЙ МИРОВОЙ ДОБЫЧИ ТРАДИЦИОННОЙ НЕФТИ

Следует учесть, что добыча нефти во многих странах не соответствует данным Прямой Хьюберта, и поэтому разработка мировых запасов не может быть определена путем суммирования оценки по отдельным странам. Рассматривается вариант применения Прямой Хьюберта для оценки разрабатываемых запасов (R), пиковой и равномерной добычи и года пиковой добычи (по со-

стоянию на середину периода снижения добычи). Эти результаты отражаются в Базовом сценарии и сравни-ваются с результатами других исследований.

Базовые данные по ежегодной и совокупной добыче. Мировые данные о добыче (PA) приведены в табл. 5 и отражены на рис. 15. В табл.5 также показана корректи-ровка цен на нефть до 2007 г. в долларах США (BP, 2008). Мировая совокупная добыча (PC) на конец 1997 г. была откорректирована и составила примерно 838 млрд брл

Таблица 4. Запасы и добыча нефтедобывающих стран (сравнение с данными 2007 г. ВР, 2008)

Страна, регион Запасы, млрд брл

Доля в мире, %

Пиковый год

Мах добыча, млн брл/год

Добыча в 2007 г., млн брл

2007/Мах добычу

Доля 2007 г., %

АфрикаАнгола 9,0 0,73 2007 1723 1723 100,0 2,2Алжир 12,3 0,99 2005 2014 2000 99,3 2,2Габон 2,0 0,16 1996 365 230 63,0 0,3Египет 4,1 0,33 1993 941 710 75,5 0,9Камерун – 00,0 1985 181 82 45,3 0,1Конго 1,9 0,15 1999 266 222 83,5 0,3Нигерия 36,2 2,92 2005 2580 2356 91,3 2,9судан 6,6 0,53 2007 457 457 100,0 0,6Тунис 0,6 0,05 1980 118 98 83,1 0,1чад 0,9 0,07 2005 173 144 83,2 0,2Экваториальная Гвинея 1,8 0,15 2005 373 363 97,3 0,5Африка, другие 0,6 0,05 2007 85 85 100,0 0,1Европа/АзияАзербайджан 7,00 0,57 2007 868 868 100,0 1,1Великобритания 3,6 0,29 1999 2909 1636 56,2 2,0Дания 1,1 0,09 2004 390 312 80,0 0,4Индия 5,5 0,44 2004 812 801 98,6 1,2Италия 0,8 0,06 1997 124 122 98,4 0,2Казахстан 39,8 3,21 2007 1490 1490 100,0 1,8Китай 15,5 1,25 2007 3743 3743 100,0 4,8Норвегия 8,2 0,66 2001 3418 2556 74,8 3,0Россия 79,4 6,41 1987 11484 9978 86,9 12,6Румыния 0,5 0,04 1977 313 105 33,5 0,1Туркменистан 0,6 0,05 2003 202 198 98,0 0,3Узбекистан 0,6 0,05 1999 191 114 59,7 0,1Европа/Азия, другие 2,1 0,17 1986 762 456 59,8 0,6АТРАвстралия 4,2 0,34 2000 809 561 69,3 0,6Индонезия 4,4 0,36 1991 1685 969 57,5 1,2Малайзия 5,4 0,44 1998 779 755 96,9 0,9Таиланд 0,5 0,04 2007 309 309 100,0 0,3АТР, другие 0,9 0,07 1993 276 234 84,8 0,3Ближний ВостокБруней 1,2 0,10 1979 261 194 74,3 0,2Иран 138,4 11,18 1974 6060 4401 72,6 5,4Ирак 115,0 9,29 1979 3489 2145 61,5 2,7йемен 2,8 0,23 2002 457 336 73,5 0,4Катар 27,4 2,21 2007 1197 1197 100,0 1,4Кувейт 101,5 8,20 1972 3339 2626 78,6 3,3Ливия 41,5 3,35 1970 3357 1848 55,0 2,2ОАЭ 97,8 7,90 2006 2971 2915 98,1 3,5Оман 5,6 0,45 2001 961 718 74,4 0,9саудовская Аравия 264,2 21,34 2005 11 114 10 413 93,7 12,6сирия 2,5 0,20 1995 596 394 66,1 0,5Ближний Восток, другие 0,1 0,01 2002 48 32 66,7 –Южная, Северная АмерикаАргентина 2,6 0,21 1998 890 698 78,4 0,9Бразилия 12,6 1,02 2007 1833 1833 100,0 2,3Венесуэла 87,7 7,03 1998 3480 2613 75,1 3,4Канада 27,7 2,24 2007 3309 3309 100,0 4,1Колумбия 1,5 0,12 1999 838 561 66,9 0,7Мексика 12,2 0,99 2004 3824 3477 90,9 4,4Перу 1,1 0,09 1982 196 114 58,2 0,1Тринидад и Тобаго 0,8 0,06 1978 230 154 67,0 0,2сшА 29,4 2,37 1970 11297 6879 60,9 8,0Нефтяные пески Канады 152,2 Добыча не ведетсяЮжная, северная Америка, другие

1,3 0,11 2003 153 141 92,2 0,2

Всего в мире 1238 100 – 85 698 81 540 77,6 100В мире в целом 1390,2


18 №8 август • 2010



(Ivanhoe, 2000). Данные ВР о ежегодной добыче были также откорректированы для расчета PC. Результаты PC сравнивались с результатами, опубликованными в другие годы, например в пределах 1–4 млрд брл по оценкам Хьюберта (1969) и EIA (1985, 1987). Данные 1993 г. отли-чаются на 2 % или 17 млрд брл (Shell: Romm и Curtis, 1996; Edwards, 1997) и на 1 % или 10 млрд брл на конец 2004 г. (de Sousa, 2008) и на конец 2005 г. (R. Nehring, 2006, AAPG Hedberg Research Conference, November 2006).

Базовый сценарий для разрабатываемых запасов (R). Добыча нефти в мире в целом характеризуется мно-гомодальной параболой (рис. 15), с конфигурацией, аналогичной конфигурации Параболы Хьюберта для Великобритании (рис. 2 и 15). Основной этап увеличения добычи пришелся на период 1950–1974 гг., когда были открыты и введены в эксплуатацию многие гигантские месторождения. В период 1960–1974 гг. добыча нефти выросла до 2,3 млн брл/сут; цены на нефть в этот период колебались в промежутке 10–15 долл/брл. Этот этап закончился добычей 3,0 млн брл/сут и затем резким ее падением в 1975 г., в основном из-за эмбарго арабской нефти. После 1975 г. в период 1976–1979 гг. добыча нефти увеличилась, и цены на нефть возросли почти в четыре раза. Второе снижение добычи пришлось на период 1979–1985 гг., что объясняется несколькими факторами, в том числе Ирано-иракской войной (1980–1986 гг.), а также пиком или снижением добычи нефти во многих странах. К их числу относятся 48 нижних штатов США, пик добычи нефти в которых был зарегистрирован в 1970 г. (в США и на Аляске пик добычи был зарегистри-рован в 1985 г., кроме того, в 1974–1979 гг. пик добычи был зарегистрирован в пяти странах Персидского за-

лива: Иране Ираке, Кувейте, Саудовской Аравии и Объединенных Арабских Эмиратах). В 1970-х годах на США и пять стран Персидского залива приходилось 50 % мировой добычи нефти.

На рис. 15 в период 1985–2007 гг. отражена новая тенденция, в соответствии с которой добыча в этот пе-риод сократилась почти вдвое по сравнению с уровнем 1960-х и 1970-х годов (с 2,3 млн до 1,1 млн брл/сут), хотя цены в среднем удвоились (с 10–15 до 25–35 долл/брл). При формировании стандартизированной Прямой Хьюберта, в период 1990 – 2007 гг. для оценки миро-вой добычи (2860 млрд брл, см. табл. 1, рис. 16) исполь-зовались данные периода 1995–2007 гг. Эта оценка до начала сокращения добычи в период 1993–1997 гг. по 2007 г. изменялась в пределах ± 50 млрд брл. Выполнение оценки разрабатываемых запасов началось с 1998 г. и в последующие годы она изменялась в пределах 2860 ± 300 млрд брл. Оценка базового прогноза в объеме 2860 млрд брл была выбрана в качестве усредненной в период 1990–2007 гг. Это на 351 млрд брл (14 %) боль-ше, чем оценка конца 2007 г. достоверных запасов (2509 млрд брл), включающая 1119 млрд брл добытых запасов, 1238 млрд брл доказанных запасов и 152 млрд брл не открытых запасов нефтеносных песков Канады (BP, 2008; табл. 1, рис. 1).

Сравнение данных модели Хьюберта по мировым запасам. Оценка Базового сценария добываемых за-пасов существенно превышает данные, полученные с помощью Прямой Хьюберта (Deffeyes, 2005), составля-ющие 2013 млрд брл, и de Sousa (2008), составляющие 2165 млрд брл. Это расхождение, по-видимому, связано с гораздо большим временным промежутком, который

Таблица 5. Цены на нефть и объемы ее добычи в мире в целом (ВР, 2008)

Год Цена, долл/брл Добыча Год Цена, долл/брл Добыча

Текущая 2007 г. Тыс. брл/сут

Млн брл/год

Текущая 2007 г. Тыс. брл/сут

Млн брл/год

1950 1,71 14,81 10 420 3803 1980 36,83 93,08 62 948 22 9761951 1,71 13,72 11 730 4281 1981 35,93 82,25 59 595 21 7521952 1,71 13,42 12 340 4504 1982 32,97 71,08 57 298 20 9141953 1,93 15,04 13 150 4800 1983 29,55 61,73 57 686 21 0551954 1,93 14,96 13 740 5015 1984 28,78 56,14 57 686 21 0551955 1,93 15,03 15 410 5625 1985 27,56 53,21 57 472 20 9771956 1,93 14,80 16 780 6125 1986 14,43 27,22 60 467 22 0701957 1,90 14,06 17 640 6439 1987 18,44 33,64 60 790 22 1881958 2,08 15,00 18 100 6607 1988 14,92 26,24 63 165 23 0551959 2,08 14,88 19 540 7132 1989 18,23 30,47 64 056 23 3801960 1,90 13,37 21 030 7676 1990 23,73 37,82 65 477 23 8991961 1,80 12,54 22 430 8187 1991 20,00 30,57 65 294 23 8321962 1,80 12,40 24 330 8880 1992 19,32 28,65 65 802 24 0181963 1,80 12,24 26 130 9537 1993 16,97 24,52 66 058 24 1111964 1,80 12,09 28 250 10 331 1994 15,82 23,37 65 129 24 5021965 1,80 11,89 31 806 11 609 1995 17,02 23,40 68 132 24 8681966 1,80 11,53 34 571 12 618 1996 20,67 27,54 69 939 25 5281967 1,80 11,23 37 121 12 549 1997 19,09 24,97 72 231 26 3641968 1,80 10,78 40 438 14 760 1998 12,72 16,69 73 588 26 8601969 1,80 10,23 43 635 15 927 1999 17,97 22,74 72 377 26 4181970 1,80 9,56 48 064 17 543 2000 28,50 34,92 74 916 27 3441971 2,24 11,53 50 846 18 559 2001 24,44 29,03 74 847 27 3191972 2,48 12,36 53 668 19 589 2002 25,02 29,06 74 478 27 1841973 3,29 15,42 58 465 21 340 2003 28,33 32,51 77 031 28 1161974 11,58 48,92 58 618 21 396 2004 38,27 42,02 80 326 29 3191975 11,53 44,64 55 826 20 376 2005 54,52 57,90 81 255 29 6581976 12,80 46,84 50 412 22 050 2006 65,14 67,03 81 659 29 8061977 13,92 47,83 62 417 22 891 2007 72,39 72,39 81 533 29 7601978 14,02 44,77 63 332 23 116 Совокупная добыча: 1119 млрд брл1979 31,61 90,68 66 050 24 108


19 №8 • август 2010



включает ограничение добычи. Временной интервал 1983 – 2003 гг. используется Deffeyes (2005) для прогно-зирования запасов в 2046 млрд брл (рис. 16). Этот интервал включает более поздний период (1980–1986 гг.) Ирано-иракской войны, что повлияло на сокращение добычи примерно на 5–6 млн брл/сут в течение нескольких лет. Он также включает период сокращения мирового спроса на нефть, что, в свою очередь, заставило ОПЕК сократить добычу более чем на 10 млн брл/сут в пери-од с1981 до 1993 гг. Кроме того, из-за низких цен на нефть и низкого спроса, не входящие в ОПЕК страны

также существенно снизили E&P-активность в пе-риод 1980-х и 1990-х годов. Очевидно, что данные о добыче зависят от временного периода. В частности, 1980-е годы не были отражены Прямой Хьюберта, особенно с учетом того, что данные 1990–2007 гг. четко формируют новое направление прямой (рис. 16). Усредненные данные 1990–2007 гг. показывают, что мировая добыча по оценке Параболы Хьюберта составляет 2860 млрд брл (рис. 17), величине, которая больше соответствует результатам геологических исследований.

ДОБЫЧА НЕФТИ В МИРЕ В ЦЕЛОМ (ВКЛЮЧАЯ КОНДЕНСАТ И NGL, ВР, 2008)

Ежег

одна

я до

быча

, млр

д бр

л

Млн

брл

/сут

цен

ы н

а не

фть

. Дол

л/бр

л

Пик добычи в Иране, 1974 г.

1980 – 1986 гг.: Ирано-иракская

война

Эмбарго арабской

нефти

2016 г.: пик добычи нефти 31,3 млрд брл/год

(85,7 млн брл/сут)

2030 г.: добыча 28,5 млрд брл/год (78,0 млн брл/сут)

Пик добычи в сшА

(все штаты)

цены на нефть

Добыча в 2007 г., 29,76 млрд брл/год (85,5 млн брл/сут)

Пик добычи в

48 нижних штатах

сшА1960

– 1

974

гг.:

рост

доб

ычи

в 2

,3 м

лн б

рл/г

од

при

стои

мос

ти 1

0 –

15 д

олл/

брл

1985 – 2007 гг.: рост добычи

1,1 млн брл/год при стоимости

25 – 35 долл/брл

Падение цен на нефть, 1986 г.

Год

Рис. 15. Динамика изменения цен на нефть и добычи в мире в целом (ВР, 2008)

Рис. 16. Стандартизированная Прямая Хьюберта для мировой добычи

На конец 2007 г.совокупная добыча, 1119 млрд брлДоказанные запасы, 1238 млрд брлКанадские нефтяные пески, 152,2 млрд брлДостоверные запасы: 2509 млрд брл

СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ ПРЯМАЯ ХьЮБЕРТА ДЛЯ МИРОВОЙ ДОБЫЧИ

РМ = 31,3 млн брл/год Пиковый год (2002), 167 млн брл/год



Разрабатываемые ресурсы (R), 2860 млрд брл


Отрезок Прямой в период 1982 - 2003 гг.





ста

ндар

тизи

рова

нная

еж

егод

ная

добы

ча/

сок

ращ

ение

доб

ычи

РА РC

РM R


20 №8 август • 2010



СРАВНЕНИЕ БАЗОВОГО СЦЕНАРИЯ С РЕЗУЛьТАТАМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ EURR

Оценка USGS 95 % предельных извлекаемых ре-сурсов (Estimated Ultimate Recoverable Resources – EURR). Последнее исследование традиционных запасов нефти (EURR) было завершено в 2000 г. Геологической службой США (USGS), и подведены итоги Ahlbrandt et al. (2005). USGS не составляла прог-ноз перспективной добычи, пика или ее снижения. Они оценивали не открытые запасы (неразведанные и возможное увеличение) за период с 1996 по 2025 г., а также использовали IHS-данные о достоверных за-пасах на конец 1995 г. (добытые запасы 710 млрд брл, доказанные запасы 959 млрд брл), но не включали в свою оценку нефтеносные пески Канады. Добавив к этим данным еще 152 млрд брл (ресурсы нефте-носных песков Канады), получим 1821 млрд брл. В табл. 6, оценка USGS не открытых запасов добавила в исследования ВР (2008) на конец 1995 г. некоторое

количество достоверных запасов. Базовый сценарий добываемых запасов (2860 млрд брл) всего на 3 % больше, чем 95 %-ная доля предельных извлекаемых запасов (EURR – 2770 млрд брл; USGS – 95 %), вклю-чая не открытые запасы в 805 млрд брл.

USGS-95 %-ные не открытые запасы (805 млрд брл) могут быть приблизительно доказаны к 2025 г. (Klett et al., 2005). Считается, что в период конца 1995 г. (когда было выполнено исследование Геологической службы США – USGS) и до конца 2007 г. достоверные запасы (добытые плюс доказанные, за исключением нефтеносных песков Канады на предмет их соответствия критериям USGS) запа-сы увеличились на 544–1813 млрд брл до 2357 млрд брл (BP, 2008). Таким образом, из неразведанных запасов в 805 млрд брл, 544 млрд брл пришлось на конец 2007 г., а разница в 261 млрд брл приходится на период 2008–2025 гг., ха-рактеризуясь как неразведанные запасы и их увеличение. Это означает ежегодное их увеличение на 14,5 млрд брл в течение последующих 18 лет, или приростом в 20 млрд брл с 2005 по 2025 гг. (Chew, 2006, база данных IHS).

Рис. 17. Парабола Хьюберта, отражающая добычу нефти в мире в целом (параболическая траектория формируется с 1995 г.)


Ежег

одна

я до

быча

/Пик

овая

доб

ыча

(РА/

Рс

), %

Доб

ыча

, млн

брл

/год

, ты

с. б

рл/с

ут

ПАРАБОЛА ХьЮБЕРТА ДЛЯ МИРОВОЙ ДОБЫЧИ

2010 г.: добыча 31,3 млрд брл/год

(85,7 млн брл/сут) – сравнение с 2007 г.

Разрабатываемые ресурсы составляют 2860 млрд брл. включая сырую нефть, конденсат, NGL, канадские

нефтяные пески, сланцевую нефть и за исключением биотоплив и угольных производных)

2007 г.: добыча 29,7 млрд брл/год (81,5 млн брл/сут)

Повышение Ежегодное снижение добычи, %

2007 г.: сокращение 39 %

совокупная добыча 1119 млрд брл Доказанные запасы, 1238 млрд брлНе открытые

запасы 351 млрд брл


млрд брл

млрд брл

0,7 0,2 0,2 0,7 1,1 1,5 1,9 2,2 2,6 2,8 2,8


21 №8 • август 2010



Следует отметить, что из 20 млрд брл, добавленных в 2005 г., запасы в 12 млрд брл были найдены и отнесены в категорию «увеличение запасов».

Повышенный EURR. Базовый сценарий разра-батываемых ресурсов на 21 % меньше, чем среднее значение EURR (2000; Ahlbrandt et al., 2005) в соот-ветствии с оценкой USGS, которая к 2025 г. составит 3634 млрд брл (см. табл. 6). Это на 13 % меньше, чем оцененные запасы сырой нефти, конденсата и NGL к концу 1999 г., которые составляли 3298 млрд брл (по сообщению Edwards 1997, ). По оценкам National Academy of Science, Washington D.C., USA, October 20–21, 2005) – 3200 млрд брл и (S. Nauman, ExxonMobil) – 3,000 млрд брл (D. Paul, ChevronTexaco). Jackson (2006) показатели базового сценария (в середине пе-риода снижения добычи) меньше в соответствии с результатами 136 оценок (Ahlbrandt, 2004, 2006; а также National Petroleum Council, 2007). В табл. 8 показа-тель извлекаемых запасов сырой нефти составляет 3673 млрд брл. Если приплюсовать к этому показателю запасы нетрадиционной нефти, составляющие 1148 млрд брл, то в сумме получим 4820 млрд брл.

Пониженный EURR. В отличие от упомянутой выше завышенной оценки запасов C. Campbell (2008) вклю-чил обычные традиционные запасы нефти в основную категорию, которая является наиболее важной при прогнозировании пика добычи. Он определяет эту категорию за исключением:

• нефти, добытой из угольных и сланцевых плас-тов;

• нефтяных песков;• сверхтяжелой и тяжелой нефти (менее 17,5

°API);• глубоководной нефти (более 500 м);• арктической нефти;• NGL.По оценкам C. Campbell извлекаемые запасы

традиционной нефти составляют 1900 млрд брл. J. Laherrère (2008) оценил запасы нефти в преде-лах 2700–3000 млрд брл следующим образом:

• сырая нефть – 2000 млрд брл;• NGL и GTL – 250 млрд брл;• нефтяные пески и нефть из угольных плас-

тов – 150–250 млрд брл;• сверхтяжелая нефть – 300–500 млрд

брл;• NGL – 2250 млрд брл;• нефтеносные пески (ВР) – 152 млрд

брл.Совокупные запасы в итоге составляют

2400 млрд брл по сравнению с Базовым сце-нарием, составляющим 2860 млрд брл. Кроме того, были рассмотрены оценки, составляющие 3000–4000 млрд брл, но это представляется весь-ма маловероятным.

Производственные затраты. Произ-водственные затраты фокусируются Campbell и Laherrère на традиционной нефти или жид-ких углеводородах, чтобы определить затраты и сроки добычи углеводородов, включенных в другие категории. Авторы утверждают, что высокие затраты могут повлиять на снижение

коэффициента сокращения добычи после периода пиковой добычи. По словам главного исполнитель-ного директора Total C. de Margerie такая тенден-ция характерна для его компании. Он сообщил, что в 2004 г. 12,5 % возврата инвестиций было достигнуто при стоимости нефти 20 долл/брл, однако в 2008 г. максимальная стоимость одного барреля нефти со-ставляла 70 долл. (например, на шельфе Анголы) и 90 долл/брл – стоимость тяжелой нефти (The Times, Лондон, 12 сентября 2008). Более высокие затраты отражают высокий уровень инфляции – на 20 % в 2008 г. Более высокие издержки также влияют на ос-новные нефтедобывающие страны. Вашингтонский консультационный центр PFC Energy сообщил, что Саудовская Аравия потребовала установить среднюю стоимость нефти в пределах 55 долл/брл в 2008 г. По данным PFC и Международного валютного фонда (International Monetary Fund – IMF), стоимость нефти в Иране, Нигерии, России и Венесуэле колебалась в пределах 68 – 94 долл/брл (B. Lewis and S. Webb, Reuters, September 7, 2008; N. King Jr. и S. Swartz, Wall Street Journal, October 10, 2008).

ПЕРИОД РАННЕЙ ДОБЫЧИ ПРИ 39 %-НОМ СОКРАЩЕНИИ

Базовый сценарий включает разрабатываемые ресурсы, которые на конец 2007 г. сократились на 39 % (разрабатываемые ресурсы = 100 × 1119/2860) и находятся в начале этапа сокращения добычи (рис. 17). Добыча начинает сокращаться примерно в середине периода сокращения разрабатываемых ресурсов (32–46 %) по оценке Chew (2006). Это на

Таблица 6. USGS (2000, Ahlbrandt et al., 2005), млрд брл

Конец 1995–2025 гг.

совокупная добыча, на конец 1995 г. (BP, 2008) 786Доказанные запасы, на конец 1995 г. (ВР, 2008) 1027Канадские нефтеносные песчаники, на конец 2007 г. (ВР, 2008) 152суммарные достоверные запасы, конец 1995–2025 г. 1965На конец 2025 г., 95 %-ное подтверждение запасовНе открытые запасы (не в сшА) 334Не открытые запасы нефти и NGL (сшА) 66Увеличение запасов нефти (не в сшА) 192Увеличение запасов нефти и NGL (сшА) 76Не открытые запасы NGL (не в сшА) 95Увеличение запасов NGL (не в сшА) 42Всего новых запасов 805Всего нефти 2770Подтверждение на конец 2025 г.Не открытые запасы (не в сшА) 649Не открытые запасы нефти и NGL (сшА) 83Увеличение запасов нефти (не в сшА) 612Увеличение запасов нефти и NGL (сшА) 76Не открытые запасы NGL (не в сшА) 207Увеличение запасов NGL (не в сшА) 42Всего новых запасов 1669Всего нефти 3634На конец 2025 г., 5 %-ное подтверждение запасовНе открытые запасы (не в сшА) 1017Не открытые запасы нефти и NGL (сшА) 104Увеличение запасов нефти (не в сшА) 1031Увеличение запасов нефти и NGL (сшА) 76Не открытые запасы NGL (не в сшА) 378Увеличение запасов NGL (не в сшА) 42Всего новых запасов 2648Всего нефти 4613


22 №8 август • 2010



10 % меньше, чем сокращение добычи по оценкам Zittel and Schindler (2007). 39 %-ное сокращение до-бываемых запасов намного превышает данные, при которых Прямая Хьюберта становится инструментом для подготовки точного прогноза для четырех стран: В основном в пределах 20–30 % (рис. 4, 9, 11 и 13). На рис. 16 показан прямолинейный сегмент 1995–2007 гг., отражающий интенсивность сокращения добычи не-фти в мире в целом с 27 до 39 %. Исключение составила Великобритания, где сокращение добычи наступило при показателе, равном 44.

ГОД ПИКОВОЙ ДОБЫЧИ И МАКСИМАЛьНО УСТОЙЧИВАЯ ДОБЫЧА

Согласно Базовому сценарию максимальная добыча в середине периода ее снижения составила 31,3 млрд брл/год (85,7 млн брл/сут по сравнению с оценкой ВР (2008) на конец 2007 г., составляющей 81,5 млн брл/сут) и прогнозируется в 2016 г. (ур. 10). В различных сегментах максимальная добыча оценивалась по-разному, в пределах 27,5–31,3 млрд брл/год (75,3–85,7 млн брл/сут), неза-висимо от колебания цен на нефть (по курсу доллара 2007 г.). В 1975–1979 гг. стоимость нефти составляла примерно 40 долл/брл, в 1986–2003 гг. этот показа-тель приравнивался к 25–35 долл/брл, в 2004–2007 гг. – 50–70 долл/брл. Прогнозируемый пик, несколько отличается от результатов исследования некоторых аналитиков:

• Edwards (1997): добыча нефти в 2020 г. составит 88 млн брл/сут, производство NGL в 2025 г. составит 96 млн брл/год;

• Association for Study of Peak Oil (www.peakoil.net): добыча нефти в 202 г. составит 90 млн брл/год;

• R. Nehring (Chairman of the AAPG Hedberg Research Conference, held in November, 2006): добы-ча нефти в 2020–2040 гг. составит 90–100 млн брл/сут

(R. Nehring, 2007, Kerr, 2007 и Petzet, 2007). На 2020 г. прогноз Nehring составляет 90–100 млн брл/сут (Andrews, 2007).

• Jackson (2006): добыча в 2030–2045 гг. – 95 млн брл/сут, в 2030–2050 гг. – 130 млн брл/сут;

• С. de Margerie, главный исполнительный директор Total (The Times, London, September 12, 2008): добыча в пределах 100 млн брл/сут;

В соответствии с прогнозом главного исполни-тельного директора Shell J. van der Veer, пик добы-чи традиционной нефти в мире в целом придется на 2016 г. Специалисты Shell считают, что после 2015 г. добыча нефти не будет в полной мере со-ответствовать спросу (The Times, London, January 25, 2008).

МЕГАПРОЕКТЫ И ТЕХНИКА СНИЖЕНИЯ ДОБЫЧИ

Прогнозы Базового сценария (рис. 15–17) могут быть также в перспективе оценены для сравнения при помощи методики Megaprojects & Decline, разработан-ной Skrebowski (2006 a, б, в; 2007). Методика включает анализ будущих проектов и существующей добычи, после последнего естественного снижения добычи. В то же время эта методика избегает предположений относительно запасов и ресурсов, она более чувс-твительна к ценам на нефть, задержкам реализации проектов и определению общего уровня спада.

Перспективные мегапроекты добычи традиционной нефти. Skrebowski (2006 a, б, в; 2007) объединил новые проекты добычи нефти (в том числе GTL) с максималь-ным объемом добычи свыше 40 тыс. брл/сут и выявил примерно 32,4 млн брл/сут в проектах, реализуемых в ближайшей перспективе (2005–2014 гг.) проекты (табл. 9). Его ранние (Skrebowski 2007 г.) исследования не включают открытие некоторых гигантских месторождений, особенно на глубоководных морских участках Бразилии (например, Тупи, запасы которого оценивались в 2007 г. в 5 – 8 млрд брл и Яра, запасы которого в 2008 г. оце-нивалась в 3–4 млрд брл). В период 2007–2012 гг. Он сделал вывод, что основные запасы, открытые в 2008 г., вряд ли начнут разрабатываться с середины следую-щего десятилетия.

Что касается глубоководных и арктических реги-онов, T. Ahlbrandt (2008) отметил, что разработка мес-торождений в этих регионах может занять гораздо больше, чем десятилетия. Он заявил, что в соответствии с результатами последних исследований USGS (Gautier et al., 2008) Арктический регион содержит 22 % всех неразведанных запасов нефти в мире (средняя оцен-ка составляет 90 млрд брл нефтяного эквивалента и

включает в себя сухой газ), в основ-ном в соответствии с оценкой USGS 2000. Однако из-за очень сложной логистики, USGS в 2000 г. оценил с нулевой вероятностью 95 %-ный сценарий достоверности добычи в регионе Восточной Гренландии до 2025 г. Его мнение разделяет также Cavallo (2002). Ahlbrandt прогнозиро-вал, что Баренцево море станет одной из первых арктических провинций со

Таблица 8. Оценка Jackson (2006) на конец 2006 г., млрд брл

Запасы сшА Канада В мире, другие В мире в целом

совокупная добыча 234 31 813 1078Доказанные 19 7 1042 1066Увеличение добычи (EOR) 76 6 510 592Не открытые глубоководные 8 3 50 61Не открытые арктические 5 3 100 108Не открытые, другие 83 15 660 758Всего, традиционные ресурсы – – – 3673сверхтяжелая нефть 0 167 277 444Нефтяные пески 500 4 200 704

Таблица 7. Добыча нефти в соответствии с Edwards (1997) в период конец 1993 – конец 2100 гг., млрд брл

со

воку

пн

ая

до

бы

ча,

19

93

г.

До

каза

нн

ые

за

па

сы,

19

93

г.

Не

отк

ры

тые

за

па

сы,

20

10

г.

Все

го т

ра

ди

ци

он

ны

е

зап

асы

, 20

10

г.

Все

го N

GL,

20

10

г.

Не

фте

но

сны

е п

еск

и

Ка

на

ды

, ВР

, 20

08

Все

го ж

ид

кой

не

фти

, ко

не

ц 2

01

0 г

.

Не

тра

ди

ци

он

ны

е

зап

асы

в м

ир

е*,

20

10

г.

Все

го з

ап

асы

**

720 1115 1111 2946 200 152 3298 158 3456

* Тяжелая нефть Венесуэлы и канадские нефтяные пески** Традиционные и нетрадиционные


23 №8 • август 2010



значительными запасами нефти, разработку которой не планируется проводить в конкретные сроки. Эти соображения исключают реализацию арктических ме-гапроектов в ближайшей перспективе (до 2025 г.).

Интенсивность снижения добычи традиционной нефти. Skrebowski (2006 b, 2007) изучил историю добы-чи на 108 гигантских месторождениях (каждое с более чем 2,0 млрд брл запасов) и сообщил, что на 47 место-рождениях добыча стала снижаться, на 42 месторож-дениях добыча не осуществляется, 7 месторождений еще не разрабатывались и запасы 12 месторождений не были оценены в полной мере. Если к этим прибавить еще пять дополнительных месторождений, то запасы этих гигантов составят почти половину мировых запа-сов нефти. Запасы этих месторождений в настоящее время на одну треть исчерпаны. Skrebowski также сообщает, что 28 % мировой добычи приходится на страны со снижающейся добычей и пришел к выводу, что на конец 2006 г. средний показатель сокраще-ния добычи составлял 5,0 % в год. В своем репортаже, опубликованном в пресс-релизе по всеобъемлющему исследованию CERA-IHS, Jackson (2008) подвел итоги характеристик добычи на 811 гигантских нефтяных месторождениях (каждое с запасами более 300 млн брл). Он сообщил, что на эти месторождения прихо-дилось две трети мировой добычи нефти в 2007 г., из них 41 % нефти – на месторождения со снижающейся добычей. Остальные 59 % добычи приходится на мес-торождения, которые находятся либо на этапе начала разработки, либо на этапе равномерной добычи. Эти объемы составляют 63 % доказанных запасов всех 811 месторождений. Г-н Skrebowski заключил, что совокупные темпы снижения добычи нефти на этих месторождениях составляют 4,5 % в год.

В 2008 г. IEA создала группу из 25 аналитиков с целью подготовки дальнейшей оценки добычи нефти на 800 крупнейших в мире месторождениях, с исполь-зованием базы данных IHS. По их оценкам средний коэффициент снижения добычи составляет 9,1 % в год, который снизится до 6,7 % в год, когда компании начнут инвестировать в бурение скважин и разработку инновационных технологий (IEA World Energy Outlook 2008, IEA Fact Sheet). По данным Исполнительного директора IEA N. Tanaka, средний мировой показа-тель снижения в 2008 г. составлял 5,2 % в год – по сравнению с 4,0 % в год в 2007 г. IEA сделала вывод, что почти 7,0 млн брл/сут дополнительных объемов до-бычи нефти и еще 23,0 млн брл/сут в 2008–2015 гг. в результате реализации ме-гапроектов – будут необ-ходимы для поддержания устойчивости мировой добычи. Выводы IEA, по сути, дублируют выводы Skrebowski (2006 a, б, в; 2007), касающиеся скоро-сти снижения добычи 5,2 % в год по сравнению с 5,0 % в год и совокупной добычи 30,0 млн брл/сут в резуль-

тате реализации мегапроектов (по сравнению с 32,4 млн брл/сут в 2015 г.).

Коэффициент снижения добычи колеблется в пределах 4,5–9,1 % в год и является существенным фактором. Выбирать средний показатель для оценки мировой добычи может быть ошибочным решени-ем.

Для пяти стран, рассматриваемых в данной статье, естественное снижение добычи будет варьироваться в зависимости от их коэффициента максимального снижения и затем стабильной добычи (см. табл. 1). В 2008 г. в зависимости от региона и прогноза добычи этот показатель колебался в диапазоне 4,5–9,8 % в год в отношении всей добычи. Однако не было пред-принято ни одной попытки провести аналогию между снижением существующей добычи и количеством нефти, которая будет добыта в рамках новых проектов. Эта проблема проиллюстрирована, например, добыча нефти в Иране естественно сокращается; сокращение добычи составляет 5,8–11,6 % в год. Тем не менее, добыча в регионах в целом повышается на 100 тыс. брл/сут ежегодно с открытием новых запасов (сырой нефти и конденсата). В то же время на зрелых место-рождениях осуществляется бурение новых скважин. Кроме того, добыча на многих сверхгигантских и ги-гантских месторождениях в регионе Персидского залива не уменьшается, и неясно, каким образом этот аспект оценивается различными аналитиками. Предполагается, что среднее снижение добычи в мире в целом должно оцениваться по нижнему показателю, 4,5 % в год.

Перспективная добыча и коэффициент ее сни-жения. Skrebowski (2006 b, 2007) пришел к выводу, что по данным 2006 г. при сбалансированной реали-зации мегапроектов (с добычей 32,4 млн брл/сут) и средним коэффициентом снижения добычи 5,0 % в год (в 81,5 млн брл/сут сырой нефти, конденса-та и NGL) к 2011 г. будет добавлено всего 4,0 млн брл/сут. Следовательно, по прогнозу Skrebowski, в перспективе снижение добычи будет опережать ее увеличение. Прогноз Skrebowski также расходится с базовым сценарием в отношении года пиковой добычи. По его прогнозу, пиковая добыча в объеме 85,5 млн брл/сут придется на 2011 г. Это на пять лет раньше, чем в Базовом сценарии, хотя показатели добычи почти равны.

Таблица 9. Проекты и сценарий снижения добычи, млн брл/сут

Год ОПЕК* Не ОПЕК* Всего новых проектов* Реализующиеся** После снижения на 4,5 %***

2004 – – – 80,33 80,332005 1346 1250 2596 81,25 79,312006 1559 1660 3219 81,66 79,072007 2844 1715 4559 81,53 80,342008 2431 1955 4386 – 81,572009 2383 2670 5053 – 83,622010 1995 2070 4025 – 84,772011 1785 1877 3662 – 85,692012 1810 1307 3117 – 86,192013 1012 155 1167 – 84,862014 645 0 645 – 83,47

*Добыча выше 40 тыс. брл/сут (Skrebowski, 2007).**ВР (2008).***Коэффициент снижения добычи для 811 гигантских месторождений (Jackson, 2008).


24 №8 август • 2010



Чтобы яснее представить методологию Megaprojects & Decline при снижении добычи с коэффициентом 4,5 % в год (Jackson, 2008), следует обратиться к табл. 9, в которой указана совокупная добыча благодаря новым проектам (Skrebowski, 2007). Коэффициент снижения добычи 4,5 % в год, был зарегистрирован с конца 2004 г., когда она составляла 80,3 млн брл/сут (BP, 2008). Например, на конец 2010 г. совокупная добыча PA (2010) определялась в 80,3 млн брл/сут плюс добыча за последние шесть лет (с 2005 по 2010):

PA(2010) = PA(2004) × (1,0 – 0,045)6 + новые прира-щения (2005–2010),

PA(2010) = 80,3 × (0,955)6 + 23,8 млн брл/сут,

PA(2010) = 80,3 × (0,759) + 23,8 = 60,9 + 23,8 = 84,8 млн брл/сут.

Этот пример показывает, что коэффициент сниже-ния добычи 4,5 % в год в течение шести лет влияет на снижение существующей добычи до 24 % (80,3–60,9 = 19,4 млн брл/сут), что позволяет компенсировать почти 81 % дополнительных объемов добычи (23,8 млн брл/сут). Применение этого подхода обеспечивает прогноз мак-симальной добычи 86,2 млн брл/сут к 2012 г. (см. табл. 9). Предположим, что более высокий коэффициент сниже-ния добычи (например, 5,2 % в год; IEA, 2008) приведет к более быстрому сокращению добычи и более быстрому достижению пикового года. В связи с этим IEA сделал следующий вывод: «Даже если спрос на нефть останется стабильным к 2030 г., то к этому времени необходимо будет добавить 45 млн брл/сут (что в четыре раза больше добычи Саудовской Аравии в настоящее время), чтобы компенсировать снижение добычи».

ДОБЫЧА ТРАДИЦИОННОЙ НЕФТИ К 2030 Г.В своем докладе «World Energy Outlook 2008» IEA

приводит прогноз глобальных поставок нетрадици-онной нефти, который по данным ассоциации уве-личится с 1,7 млн брл/сут в 2007 г. до 8,8 млн брл/сут в 2030 г. Из них добыча на канадских нефтеносных песчаниках к 2020 г. составит 4,0 млн брл/сут (C. Hoyos и J. Blas, Financial Times, 29 октября, 2008). R. Nehring (in Andrews, 2007). Кроме того, согласно прогнозу, к 2020 г. добыча тяжелой нефти в Венесуэле достигнет 0,5–1,0 млн брл/сут, на нефтеносных сланцах – 0. В настоящее время в соответствии с Базовым сцена-рием канадские нефтеносные песчаники включены в категорию «нетрадиционные ресурсы», добыча на которых составляет 4,8 млн брл/сут. К этому показа-телю будет добавлена добыча сверхтяжелой нефти, GTL и нефти из угольных пластов). В целом к 2030 г. будет добавлено примерно 210 тыс. брл/сут объемов нетрадиционных запасов. Jackson (2008) сообщил, что в докладе 2007 г. CERA мировая добыча нефти составляла 91,0 млн брл/сут, что на 9,5 млн брл/сут больше, чем фактическая добыча (BP, 2008). Он про-гнозировал, что к 2017 г. мировая добыча традиционной и нетрадиционной нефти может вырасти с 91,0 млн до 112,0 млн брл, в результате чего увеличение добы-чи составит 21,0 млн брл/сут. В ближайшие четыре

– пять лет будет разработана база данных CERA по новым месторождениям. Эта база включает примерно 350 проектов (включая 120 проектов в странах ОПЕК и 230 – в странах, не входящих в ОПЕК) с добавлением го-довой добычи в объеме приблизительно 3,0 млн брл/сут в странах ОПЕК и 3,5 млн брл/сут в странах, не входящих в ОПЕК. В период с 2008–2017 гг., это означает, дополни-тельную добычу в 5,5 млн брл/сут ежегодно в среднем для того, чтобы компенсировать увеличение коэффициента сокращения добычи 4,5 % в год. В общей сложности это составляет 55,0 млн брл/сут новых объемов добычи (по сравнению с 32,4 млн брл/сут традиционной нефти по данным Skrebowski, 2007).

EIA в своем докладе «World Energy Outlook 2008» (June 2008) прогнозировал два сценария добычи нефти. В соответствии с базовым сценарием EIA, в промежутке 2007–2030 гг. цены на нефть будут колебаться в пределах 75–100 долл/брл (по курсу доллара 2007 г.). Мировая добыча традиционной нефти (сырая нефть, конденсат, СПГ и переработанная нефть с НПЗ) увеличится на 21,0 млн брл/сут с 81,8 млн брл/сут в 2005 г. до 102,8 млн брл/сут в 2030 г. Согласно этому сценарию прогноза, к 2030 г. может быть добыто дополнительно 9,7 млн брл/сут нетрадиционных ресурсов (нефтеносные пески, сверхтяжелая нефть, биотоплива и другие) совокупным объемом 112,5 млн брл/сут. В ценовом сценарии EIA соответственно прогнозу, цены на нефть повысятся от100 до 186 долл/брл почти линейно вплоть до 2030 г., а спрос к 2030 г. сократится до 99,3 млн брл/сут. В настоящее время на нетрадиционные углеводороды приходится около 20 % от общего объема добычи (или 19,0 млн брл/сут). В соответствии со сложившейся тенденцией, добыча традиционной нефти сократится к 2030 г. на 1,5 млн брл/сут до 80,3 млн брл/сут. Сценарий прогноза к 2030 г. цен EIA для традиционной нефти, добыча которой к этому периоду прогнозируется в пределах 80,3 млн брл/сут перекликается с Базовым сценарием прогноза на 2030 г. в соответствии с которым добыча тради-ционной нефти составит 78,0 млн брл/сут (см. рис. 15). Базовый сценарий включает в себя разработку канадских нефтеносных песчаников (включенных EIA в категорию «нетрадиционные запасы»), но угле-водороды, переработанные на НПЗ, не включенные ВР в категорию «добываемые запасы».

ВЫВОДЫДля иллюстрации исторических данных о добыче

в пяти странах, в которых было зарегистрирова-но сокращение добычи (Норвегии, Омане, Сирии, Великобритании и Йемене, BP, 2008), была исполь-зована модель Хьюберта. Модель наглядно графи-чески представлена Прямой Хьюберта, и использу-ется для вычисления разрабатываемых ресурсов (R). Разрабатываемые ресурсы не эквивалентны достовер-ным запасам (добытым и доказанным) или предель-ной оценке извлекаемых запасов (EURR). Для пяти стран этот показатель на 12,5–22,5 % меньше, чем EURR. Важно, что разрабатываемые ресурсы, которые корректируются траекторией добычи (Параболой Хьюберта). Во всех, кроме Великобритании, случаях Парабола Хьюберта прогнозирует, что добываемые за-пасы сократились всего на 10–30 %, а перед периодом


25 №8 • август 2010



пиковой добычи сокращение запасов должно соста-вить 50 %. Разница между конечными извлекаемыми и добываемыми запасами (EURR и R) представляет собой более маргинальную и дорогостоящую добычу в более поздний период и на этапе снижения. Эти дополнительные ресурсы должны способствовать сокращению прогнозированного коэффициента снижения добычи, особенно в период повышения цен на нефть.

При ценах на нефть приблизительно в 147 долл/брл в середине 2008 г., велись многочисленные дискуссии относительно достижения мирового пика добычи в соответствии с моделью Хьюберта (см. рис. 15). Эта статья предполагает, что ключевой вопрос для рас-смотрения в ходе этой дискуссии состоит в том, какие объемы углеводородов будут корректироваться коэф-фициентом нефтеотдачи в период до 2030 г. Выводы, сделанные на основании исследования добычи этих пяти стран, заключаются в том, что разрабатываемые мировые ресурсы не означают достоверные или, в конечном итоге, извлекаемые запасы. Это не означает, что последние две величины не являются важными. Аналогично следует относиться к маргинальным запа-сам (глубоководным регионам, Арктике, нетрадицион-ным запасам и т.д.); превращение их разрабатываемые ресурсы потребует больших инвестиций и сроков, которые могут намного превышать рамки следующего десятилетия, особенно, при условии низких цен на нефть (Hirsch et al., 2006; Hirsch, 2006).

Чтобы проверить гипотезу Прямая Хьюберта для мира в целом добычи традиционной нефти (BP, 2008) была построена с 1991 г. (см. рис. 16). Период 1995–2007 гг. характеризуется средней добычей нефти в объеме 2860 млрд брл, что соответствует максимальной добыче на 31,3 млрд брл/год к 2016 г. (85,7 млн брл/сут по сравнению с 81,5 млрд брл/сут в 2007 г., BP, 2008). Эта гипотеза рассматривалась в Базовом сценарии и сравнивалась с результатами нескольких незави-симых аналитических методов, каждый из которых основан на обширной технической базе, составлен-ной различными авторитетными международными организациями. Добываемые запасы (2860 млрд брл) сравниваются со следующими показателями:

• 2770 млрд брл к 2025 г. при 95 %-ном соответствии (USGS, 2000; Ahlbrandt et al., 2005; включая канадские нефтеносные пески, 152 млрд брл, BP, 2008);

• 2869 млрд брл (плюс 20 млрд брл/год к 2025 г. (2005 новых запасов, Chew, 2006; CERA-IHS) для до-стоверных запасов (BP, 2008);

• Пиковая добыча в соответствии с базовым сце-нарием (85,7 млн брл/сут к 2016 г.), что близко к 86,2 млн брл/сут в 2012 г. при реализации перспективных мегапроектов Megaprojects & Decline (Skrebowski, 2007, базы данных Petroleum Review; см. табл. 9), а самый низкий коэффициент снижения добычи 4,5 % в год при существующей добыче (Jackson, 2008, CERA-IHS).

Эти результаты доказывают, что в Базовом сцена-рии оговаривается корректировка данных Параболы Хьюберта Парабола к 2025 (рис. 17), и если так, то эта величина составит примерно 39 % сокращения запасов. Этот показатель отражает точный прогноз

пиковой/равномерной добычи и начало спада в ис-следуемых регионах (10–30 %). Базовый сценарий означает, что дополнительная добыча традиционной нефти составит в среднем 500 тыс. брл/сут ежегодно до 2016 г., и позже вряд ли увеличится. Базовый сце-нарий не содержит никаких прогнозов цен на нефть, что на первый взгляд бросает вызов законам спроса и предложения. Но это не всегда верно, можно предпо-ложить, что высокие цены на нефть с 2003 г. не влияют на ограничение поставок и сокращение добычи тради-ционной нефти в мире в целом (см. рис. 15). Высокие цены на нефть, необходимы для снижения роста спроса при одновременном увеличении добычи. EIA (2008) пришел к аналогичному выводу в своем сценарии цен на нефть, в котором прогнозируется добыча традици-онной нефти в объеме 80,3 млн брл/сут в 2030 г. по сравнению с Базовым сценарием 78,0 млн брл/сут 2030 (см. рис. 15 и 17). Эти результаты подтверждают увеличение E&P инвестиций в разработку тради-ционных и нетрадиционных нефтяных запасов и других источников энергии, более рационального ее использования (в частности, в секторе транспорта, который потребляет около 70 % нефти), а также дру-гих мер, направленных на удовлетворение мирового спроса на энергоносители.

Перевел Д. Баранаев

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫAhlbrandt, T.S. 2004. Oil and natural gas liquids, global magnitude

and distribution Encyclopedia of Energy. Elsevier Inc., v. 4, p. 569-579.

Ahlbrandt, T.S. 2006. Global petroleum reserves, resources and forecasts. In, R. Mabro (Ed.), Oil in the Twenty First Century: Issues, Challenges and Opportunities. Oxford University Press, p. 128-177.

Ahlbrandt, T.S and T.R. Klett 2005. Comparison of methodologies used to estimate conventional undiscovered resources: World examples. Natural Resources Research, v. 14, no. 3, p. 187-210.

Ahlbrandt, T.S., R.R. Carpentier, T.R. Klett, J.W. Schmoker, C.J. Schenk and G.F. Ulmishek 2005. Global resources estimates from total petroleum systems. American Association of Petroleum Geologists, Memoir 86, 324 p.

Al-Husseini, M.I. 2006. The debate over Hubbert’s Peak: A review. GeoArabia, v. 11, no. 2, p. 181-210.

Al-Husseini, M.I. 2007. Iran’s crude oil reserves and production. GeoArabia, v. 12, no. 2, p. 69-94.

Andrews, S. 2007 (October 8). Interview with Richard Nehring. Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO-USA), www.aspousa.org.

ASPO - Association for the Study of Peak Oil, www.aspo.org.ASPO - France, www.aspofrance.org.Bartlett, A.A. 2000. An analysis of U.S. and world oil production

patterns using Hubbert-style curves. www.hubbertpeak.com. Department of Physics, University of Colorado at Boulder, USA.

BP, 2008. Statistical Review of World Energy 2008. See www.bp.com for full Statistical Review Report.

Campbell, C.J. 1997. The Coming Oil Crisis. Multi-science Publishing Company and Petroconsultants, Essex, England, 210 p.

Campbell, C.J. 2001. Energy resources - cornucopia or empty barrel?: Discussion. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 85, no. 6, p. 1088-1089.

Campbell, C.J. 2004. ASPO the Association for the Study of Peak Oil. Oil and gas liquids 2004 Scenario updated by J. Campbell (2004-05-15). www.peakoil.net/uhdsg/default.html.

Campbell, C. 2006. Letter to the Editor. GeoArabia, v. 11, no. 4, p. 160–161.

Campbell, C.J. and J.H. Laherrère 1998. The end of cheap oil. Scientific American, v. 278, no. 3, p. 78-83.

Caruso, G. 2005. When will World oil production peak? Energy Information Administration, US Department of Energy. Presentation at Tenth Annual Asia Oil and Gas Conference, June 13, 2005, Kuala Lumpur, Malaysia.

Cavallo, A.J. 2002. Predicting the peak in world oil production. Natural Resources Research, v. 11, no. 3, p. 187-195. Cavallo, A.J.


26 №8 август • 2010



2004. Hubbert’s petroleum production model: An evaluation and implications for world oil production forecasts. Natural Resources Research, v. 13, no. 4, p. 211-221.

Chew, K. 2006. Oil depletion, dealing with the issues. IHS Energy Presentation at Oil Depletion Conference, Energy Institute, November 7, 2006, London, United Kingdom.

Deffeyes, K.S. 2005. Beyond Oil - The View from Hubbert’s Peak. Hill and Wang, New York, 202 p.

de Sousa, L. 2008. The wolf at the door: The beginner’s guide to Peak Oil. http://wolf.readinglith.co.uk.

Duncan, R.C. 2001. Energy resources - cornucopia or empty barrel?: Discussion. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 85, no. 6, p. 1090-1092.

Edwards, J.D. 1997. Crude oil and alternate energy production forecasts for the twenty-first century: the end of the hydrocarbon era. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 81, no. 8, p. 1292-1305.

EIA - Energy Information Administration 1985. Annual energy review. United States Department of Energy, Washington DC. DOE.EIA-0384 (85), 289 p.

EIA - Energy Information Administration 1987. Annual Energy Review. United States Department of Energy, Washington DC. DOE.EIA-0384 (87), 301 p.

EIA 2008 - Energy Information Administration 2008. Annual Energy Review. United States Department of Energy, Washington DC. DOE.EIA-0484 (2008), Highlights, 5 p.

Gautier, D.L., K.J. Bird, R.R. Charpentier, D.W. Houseknecht, T.R. Klett, K. Pitman, T.E. 26. Moore, C.J. Schenk, M.E. Tennyson and C.J. Wandrey 2008. Circum-Arctic resource appraisal: Estimates of undiscovered oil and gas north of the Arctic Circle. P.H. Stauffer (Editor). United States Geological Survey, http://pubs.usgs.gov/fs/2008/3049/.

Hirsch, R.L. 2006. Mitigating the peaking of World oil production: Options, timing & cost. Presentation at Oil & Money Conference, September 18-19, 2006, London, United Kingdom.

Hirsch, R.L., R. Bezdek and R. Wendling 2005. Peaking of World oil: Impacts, mitigation & risk management. “The Hirsch Report”, 91 p.

Hubbert, M.K. 1956a. Nuclear energy and fossil fuels. American Petroleum Institute, p. 7-25.

Hubbert. M.K. 1956b. Nuclear Energy and Fossil Fuels. Shell Development Company, Exploration and Production Research Division, Publication Number 95, 40 p.

Hubbert, M.K. 1969. Energy Resources. In, P. Cloud (Ed.), Resources and Man. Freeman, San Francisco, p. 157-242.

Hubbert, M.K. 1982. Techniques of prediction as applied to the production of oil and gas. In, S.I. Gass (Ed.), Oil and Gas Supply Modeling. National Bureau of Standards Special Publication 631, p. 16-141.

Ivanhoe, L.F. 2000. World oil supply - production, reserves, and EOR. Hubbert Center Newsletter no. 2000/1-1.

Jackson, P.M. November 14, 2006 (press release). World running out of oil soon - is faulty; could distort policy & energy debate. Correct Model for Post-2030 Oil Supply is Undulating Plateau. Cambridge Energy Research Associates-IHS Study by CERA.

Jackson, P.M. January 17, 2008 (press release). No evidence of precipitous fall on horizon for World oil production: Global 4.5% decline rate means no near-term peak. Cambridge Energy Research Associates-IHS Study by CERA.

Kerr, R.A. 2005. Bumpy road ahead for World’s oil. Science, v. 310, p. 1106-1108.

Kerr, R.A. 2005. The looming oil crisis could arrive uncomfortably soon. Science, v. 316, p. 351.

Klett, T.R. and D.L. Gautier 2005. Reserve growth in oil fields in the North Sea. Petroleum Geoscience, v. 11, no. 2, p. 179-190.

Klett, T.R. and M.E. Tennyson 2008. An approach to the classification of potential reserve additions of giant oil fields of the World. United States Geological Survey Open-File Report 2007–1404, 28p.

Klett, T.R., D.L. Gautier and T.S. Ahlbrandt 2005. An evaluation of the U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 89, no. 8, p. 1033-1042.

Laherrère, J.H. 1994. Published figures and political reserves. World Oil, January 1994, p. 33.

Laherrère, J.H. 2000. The Hubbert’s Curve: Its strengths and weaknesses. www.dieoff.org.

Laherrère, J.H. 2001. Energy resources - cornucopia or empty barrel?: Discussion. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 85, no. 6, p. 1083-1087.

Laherrère, J.H. and J.L. Wingert 2008. Forecast of liquids production assuming strong economic constraints. ASPOVII Barcelona 20 October, aspofrance.org/news/aspo-vii-barcelona. McCabe, P.J. 1998. Energy resources – cornucopia or empty barrel? American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 82, no. 1, p. 2110-2134.

McCabe, P.J. 2001. Energy resources - cornucopia or empty barrel?: Reply. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 85, no. 6, p. 1093-1097.

MEES, 2008. Syrian oil production expected to average 385,000 B/D in 2008 and Other Syrian oil statistics. Middle East Economic Survey, v. 51, no. 39, 29 September, 2008. Cyprus.

National Petroleum Council 2007. Facing the Hard Truths about Energy. An Oil and Gas Advisory Committee to the Secretary of Energy, USA; L.R. Raymond (Chair), A. Gould (Vice Chair, Technology), J.J. Hamre (Vice Chair, Geopolitics & Policy), D.J. O’Reilly (Vice Chair, Supply) and D.H. Yergin (Vice Chair, Demand), 255p and 5 appendices.

Nehring, R. 2006a. Hubbert Unreliability 1: Two basins show Hubbert’s method underestimates future oil production. Oil & Gas Journal, April, 3, 2006, p. 37-44.

Nehring, R. 2006b. Hubbert Unreliability 2: How Hubbert method fails to predict oil production from the Permian Basin. Oil & Gas Journal, April, 17, 2006, p. 30-35.

Nehring, R. 2006c. Hubbert Unreliability 3: Post-Hubbert challenge is to find new methods to predict production . Oil & Gas Journal, April 24, 2006, p. 43-51.

Petzet, A. 2007 (April 23). World oil production to peak in 15-25 years, AAPG told. Oil & Gas Journal, v. 105, issue 16, http://www.ogj.com.

Romm, J.J. and C.B. Curtis 1996. Mideast oil forever. Atlantic Monthly, April 1996.

Skrebowski, C. 2006a. Prices holding steady, despite massive planned capacity additions. Petroleum Review, April 2006, p. 28-31.

Skrebowski, C. 2006b. Peak oil - the emerging reality. Presentation at Oil Depletion Conference, Energy Institute, November 7, 2006, London, United Kingdom.

Skrebowski, C. December 22, 2006c. Open letter to Peter Jackson of CERA. Published by Oil Depletion Analysis Centre (ODAC).

Skrebowski, C. 2007. New capacity fails to boost 2006 production - delays or depletion? Petroleum Review, February 2007, p. 40-45.

Society of Petroleum Engineers (SPE, www.spe.org) 2008. Petroleum reserves and resources classification, definitions, and guidelines. Sponsored by SPE, American Association of Petroleum Geologists (AAPG), World Petroleum Council (WPC) and Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE).

United States Geological Survey (USGS) World Energy Assessment Team 2000. United States Geological Survey world petroleum assessment 2000 - description and results. United States Geological Survey Digital Data Series 60. Website: http://energy.or.usgs.gov/energy/wenergy.html.

Zittel, W. and J. Schindler 2003. Future World oil supply. International summer school on the politics and economics of renewable energy at the University Salzburg, 15 July, 2002. www.lbst.

Zittel, W. and J. Schindler 2007. Crude Oil; The supply outlook. Report to the Energy Watch Group, October 2007. EWG-Series No 3/2007

Moujahed Al-Husseini (М. Аль Хусейни) основа-тель Gulf PetroLink в 1993 в Манаме, Бахрейн. Gulf PetroLink является отраслевой консультационной компанией на Ближнем Востоке. Г-н Хусейни полу-чил степень бакалавра в области технических наук в Университете King Fahd University of Petroleum and Minerals в Дахране (1971 г.), магистра в об-ласти исследования операций в Стэнфордском университете, шт. Калифорния (1972 г.), доктора наук о Земле в Brown University, Род-Айленд (1975 г.) и является создателем программы Program for

Management Development в Harvard University (1987 г.). Г-н Хусейни начал сотрудничать с Saudi Aramco в 1976 г., в котором был назначен менеджером по исследованиям в 1989 – 1992 гг. В 1996 г. в Персидском заливе Gulf PetroLink начал издавать журнал Middle East Petroleum Geosciences, GeoArabia, где занял должность главного редактора. Г-н Хусейни также представлял the GEO Conference Secretariat, Gulf PetroLink-GeoArabia в Бахрейне в 1999 - 2004 гг. Он опубликовал око-ло 30 статей по сейсмологии, разведке и региональной геологии на Ближнем Востоке. Г-н Хусейни является членом AAPG, AGU, SEG, EAGE and the Geological Society of London. Связаться с г-ном Хусейни можно по адресу: [email protected].


Documents

639.мировая добыча традиционной нефти прогноз до 2030 г