Бразильская альтернатива сланцевой нефти: О начале активной разработки подсолевых запасов

На фоне текущей ситуации с нефтяными ценами интересные новости приходят из Бразилии, где оффшорная добыча из т.н. подсолевых залежей достигла 0,7 млн барр. в сутки силами 34 скважин. С одной стороны, если мыслить сегодняшним днём, это не очень много (чуть меньше 1% мирового спроса). Но в среднесрочной перспективе объёмы добычи здесь планируют увеличивать.

Историю подсолевых залежей логично начать не с 2006 года, когда бразильская компания Petrobras открыла месторождение Тупи (Tupi), а 150 миллионов лет назад, когда Гондвана начала раскалываться на Южную Америку и Африку. Между новыми континентами образовалась впадина, куда начали стекать реки, образовались озёра, и скопилась органика, которая потом и стала нефтью и газом. Затем появился Атлантический океан, и на дне, поверх органики, начали откладываться соли и песок. Так нефть стала «подсолевой».

Второй повод обратить внимание на подсолевую нефть кроется в запасах. Так же, как и со «сланцами», человечество только начинает познавать потенциал новых залежей нефти, поэтому месторождения открываются одно за другим, а извлекаемые запасы растут. На текущий момент речь идёт о внушительном объёме в 50 млрд баррелей только Бразилии, и цифра будет расти. Аналогичные условия для формирования подсолевой нефти были и на западном берегу Африки и в Мексиканском заливе, со временем у человечества «дойдут руки» и до них. К 2020 году Petrobras планирует добывать из подсолевых отложений около 2–2,5 млн барр. в сутки (далее — МБ/д), и большая часть этой нефти пойдёт на экспорт, так как чистый импорт нефти сейчас у Бразилии невелик.

Конечно, и у этой медали есть вторая сторона. Заключается она в том, что подсолевая нефть — довольно дорогое удовольствие. Причина — в её глубоководном залегании. От поверхности океана только до дна целых 2 км, далее идут 3 км морских отложений, и только после них находится герой статьи. На данный момент сложно оценить себестоимость добычи полного цикла, хотя есть официальные заявления о достаточно скромных $50 за баррель. Так или иначе, разработка требует сложных технологий и больших капитальных затрат (более $100 млрд), а окупится всё это очень нескоро, так как процесс добычи только начинается. 

Ещё одно «исключение из правила» или новая парадигма развития отрасли?
Хотелось бы окинуть происходящее и концептуальным взглядом. Подсолевая нефть скопилась в «ловушках», поэтому и относится к «традиционной». Тем не менее, добыча стала возможна исключительно благодаря современному технологическому прогрессу. Таким образом, стоит опять поднять вопрос перехода нефтегазовой отрасли к новой технологической парадигме. Одной из первых ласточек были «сланцы», когда десятилетия совершенствования технологии гидроразрыва пласта всё-таки превысили необходимый порог эффективности, добыча стала рентабельной и человечеству стали доступны огромные запасы углеводородов. С подсолевой нефтью Бразилии похожая, по сути, ситуация — этот прорыв стал возможен исключительно благодаря прогрессу в информационных технологиях и сейсморазведке — с появлением мощных суперкомпьютеров стала доступной обработка данных 3D-сейсморазведки, что вкупе с новыми технологиями самой сейсмики и позволило обнаружить подсолевую нефть, ранее там просто не удавалось найти значимые запасы. В результате сотни миллиардов новых баррелей послужат человечеству в двигателях внутреннего сгорания.

Растёт ли себестоимость мировой нефти? Бесспорно. Но и мировая экономика тоже растёт. В итоге получается, что эти процессы уравновешивают друг друга и дорожающая нефть приносит меньше экономических бед, чем кажется на первый взгляд. Если обратиться к историческим данным, то видно, что современные значения расходов на нефть не являются уникальными — дороговато, но совсем не мировой рекорд.



При этом не нужно переоценивать плоды новой парадигмы — сеешь сегодня, а жнёшь аж через 30 лет. США начали решать вопрос «небесконечных» углеводородов в 1980-х и плоды вкушают спустя 35 лет — 25 лет на решение технологических вопросов плюс 10 лет на практическое воплощение. Технологии глубоководного бурения Бразилия тоже развивает не один десяток лет, практическое воплощение ещё сложнее — строительство нефтяных платформ и бурение дело небыстрое. Десятилетие 2005–2015 — это расцвет «сланцев» лишь в масштабе США и Канады, подсолевые углеводороды Бразилии, вероятно, будут расцветать в 2010–2025. США с возможным пиком «сланцев» около 6–7 МБ/д и Бразилия с возможным пиком подсолевой нефти порядка 5 МБ/д на фоне текущих 77 МБ/д мировой добычи смотрятся слабо — понятно, что силами двух стран мировую добычу нефти не перевернуть. Поэтому стоит сделать два вывода:

1. Пока доля «сланцевой» и подсолевой нефти в мировой добыче совсем небольшая, так как ограничивается тремя странами. Обсуждаемые тенденции приобретут особый вес только с распространением на весь мир. Тем не менее, для нарушения баланса спроса и предложения «сланцевой» нефти оказалось достаточно.
2. Говоря о распространении на другие страны, стоит понимать, что это очень далёкая перспектива, как минимум 2020-е, по комплексу причин, начиная от законодательных и заканчивая тем, что пока хватает нефти «попроще».

Но главное, с приходом новой парадигмы в ближайшие десятки лет человечество не ограничено отсутствием как самой нефти, так и технологиями для её извлечения, встают лишь количественные проблемы — нужно намного больше буровых станков (раза в два и более), нефтяных платформ и т.п.

Одна из распространённых концепций гласит, что время «слонов», то есть гигантских месторождений, подошло к концу, и открываются преимущественно небольшие месторождения, что приближает нас к «пику нефти». Тем не менее, события последнего десятилетия разворачивают эту закономерность — месторождения сланцевой, подсолевой нефти огромны. Развитие науки позволяет расширять границы доступного год за годом, десятилетие за десятилетием. Чем ещё удивит новая парадигма?