639.мировая добыча традиционной нефти прогноз до 2030 г

2 №8 август • 2010
GEOARABIA: АНАЛИТИКА
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И
МИРОВАЯ ДОБЫЧА
ТРАДИЦИОННОЙ НЕФТИ:
ПРОГНОЗ ДО 2030 г.
M. Al-Husseini, Gulf PetroLink-GeoArabia, Бахрейн
Встатьепроводитсясравнительнаяоценка(сисполь-
зованиемразличныханалитическихметодов)ресурсов
ипрогноздобычитрадиционнойнефтинапримерепяти
стран,прошедшихпикдобычи,атакжевмиревцелом.
Оценкаресурсов,пиковыхобъемовигодапиковойдо-
бычиначинаетсясописаниямоделиХьюберта(Hubbert
Model),построеннойнаоснованииданныходинамике
морскойдобычинефтивНорвегиииВеликобритании,
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)представляютсобойобъемуглеводородов,
которыйнаиболееточноспрогнозировандляопределен-
ныхстранкакпиковый(объемдобычиипериод)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
повышаетсяприсокращениизапасовна44%.Приэтом
следуетучесть,чтоэтонесвязаносгеологическимиус-
ловиями.Вовсехпятистранах,пикдобычидостигается,
когдаразрабатываемыезапасысокращаютсяпримерно
на 50 %, и, соответственно, определение периода мак-
симальной добычи дается при добыче, достигшей 91 %
пиковой.
МодельХьюбертанеможетбытьпримененаковсем
бассейнам или странам. Прогнозы динамики добычи
нефтивмире,составленныесеепомощью,достаточно
спорны, и поэтому могут использоваться как Базовый
сценарийдобычи(ProductionBaseCase)длясравнения
сдругимиисследованиями.Базовыйсценарийдобычи
традиционной нефти включает следующее:
• средний показатель разрабатываемых запасов,
составляющий 2860 млрд брл;
•пиковыйобъемдобычи85,7млнбрл/сут(31,3млрд
брл/год);
•пиковый год (2016 г.).
При подготовке анализа исследовалась динамика
добычи нефти (включая сырую нефть, конденсат, из
которогожидкиефракцииизвлеченынаместорожде-
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%-ныйпоказательпредельныхизвлекаемыхзапасовв
2770млрдбрл(всоответствииспрогнозомна2025г.,вы-
полненнымГеологическойслужбойСША(USGeological
Survey)) плюс 152 млрд брл добычи из нефтеносных
песков Канады (BP, 2008). Это на 351 млрд брл больше,
чемпоказательдостоверныхзапасов(2509млрдбрл)на
конец2007г.,состоящийиз1119млрдбрлдобытыхзапа-
сов, 1238 млрд брл доказанных и 152 млрд брл ресурсов
канадскихнефтяныхпесков.Есливпериод2008–2025гг.
будутразработанывозможныезапасы(ещенеоткрытые
или новые, открытые недавно), то это обеспечит в этот
периоддополнительно351млрдбрлили20млрдбрл/год.
Сравнение этих трех независимых методов оценки за-
пасов(всреднем2860млрдбрл)производитсябезучета
формирования цен на нефть.
Прогнозируемые пиковые объемы добычи
(85,7млнбрл/сутв2016г.)на4,2млнбрл/сутпревышают
среднесуточнуюдобычунефтив2007г.,составляющую
81,5 млн брл/сут (BP, 2008). Эти данные очень близки к
результатупрогнозапиковойдобычив2012г.,который
составляет86,2млрдбрл,иполученпутемсопоставления
данныходобычеврамкахновыхмасштабныхпроектов
(более40тыс.брл/сут),реализациякоторыхужезавер-
шенаионивведенывэксплуатациюилибудутвведены
вближайшейперспективе(до2014г.).Посравнениюс
данными 2004 г. добыча снижается на 4,5 % в год. В со-
ответствиисБазовымсценарием2030г.добычанефти
в этот период составит 78,0 млн брл/сут. К 2030 г. цены
нанефтьвсоответствииспрогнозомдинамикицен,со-
ставленнымв2008г.Энергетическиминформационным
агентством США (Energy Information Agency – EIA),
увеличатсядо186долл/брлприсокращениидобычидо
80,3млнбрл/сут(посравнениюсданными2004г.,когда
этот показатель был равен 81,8 млн брл/сут).
ВВЕДЕНИЕ
За последние несколько десятилетий многие ана-
литики использовали модель Хьюберта для прогноза
добычи нефти в различных регионах мира (Hubbert,
1956a,b;1969;1982).КривуюХьюберта(Hubbert’sCurve)
– 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
емамизапасовежегодныхоткрытий,годовымобъемом
добычи,пиковойдобычейигодом,и,вконечномитоге,
предельными извлекаемыми ресурсами. Прогнозы, в
значительнойстепенизависятоттого,доверяютлиана-
литики данным о предельных извлекаемых запасах и
возможности использовать модель применительно к
данномурегиону(Nehring,2006a,b,c).Однакопосколь-
ку модель не детально прогнозирует изменение цен на
нефть,некоторыеаналитикисчитают,чтоееприменение
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,Discussionin2001byLaherrère,Campbell
и Duncan, McCabe, 2001; Ahlbrandt, 2004, 2006; Nehring,
2006 a, b, c).
ОднимизважныхаспектовмоделиХьюбертаявля-
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-
мыхстран(Норвегии,Великобритании,Омана,Сирии
иЙемена)былипостроенынаоснованииданных,пред-
ставленных в табл. 1. Эти пять стран были специально
выбраныдляиллюстрацииметодикиприменительнок
определеннымрегионам,ичтоболееважно,количест-
венного определения при помощи прямых Хьюберта
ресурсов,пиковойдобычи,равномернойдобычиипико-
вогопериода.Этастатьяпоказывает,чтооценкаресурсов
в соответствии с моделью Хьюберта, основана на дан-
ныхдобычи,характеризующихсякакразрабатываемые
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.
РезультатырассматриваютсякакБазовыйсценарийдо-
бычи,ипроводитсяихсравнениесрезультатамидругих
независимых исследований предельных извлекаемых
ресурсов (USGS, 2000; Ahlbrandt et al., 2005; Ahlbrandt,
2004, 2006; J. Laherrère, 2008), достоверных запасов (до-
бытыхидоказанных;BP,2008),объемовдополнительных
запасов(Chew,2006),добычивближайшейперспекти-
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,представленныевтабл.2и5,взятыизбазыдан-
ных компании BP (2008), и являются уникальными по
нескольким причинам:
•ихможнолегкополучить,зайдянасайткомпании
(www.bp.com);
• размещение в виде удобного перечня данных о
добычеизапасахс1960-хгодов,представленноговвиде
электронных таблиц;
• они наиболее точно отражают традиционные
жидкие углеводороды, добытые на месторождениях,
иконденсат,изкоторогоизвлеченыжидкиефракциина
месторождении или газоперерабатывающем заводе);
•этотисточникявляетсяофициальнымдлямногих
других исследований.
BPотноситсяккатегории«нефтедобывающихком-
паний»,торгующихсыройилипереработаннойнефтью.
В свою оценку ВР включает конденсат, природный га-
зоконденсат(naturalgasliquids–NGL),газоконденсат,
из которого извлечены жидкие фракции и нефтепро-
дукты, относящиеся к категории «природного газа,
сжиженного в заводских условиях (natural gas plant
liquids–NGPL),всоответствиисостандартамиEnergy
Information Administration (EIA). NGL, содержащий C2
(этан),С3 (пропан),C4 (бутан),C5 иC6 (пентанигексан),
используетсядляполучениясветлойнефтиилигазового
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
имеюткомпонентысболеенизкиммолекулярнымвесом.
К другим углеводородам, учитываемым ВР, относятся
нефтеносные пески Канады и нефтеносные сланцы
США. К не учитываемым ВР углеводородам относятся
жидкиетоплива,получаемыеизугля,газа(gas-to-liquids
– GTL) и биотоплива. База данных BP подразделяется
накатегории«добычанефти»и«потреблениенефти»в
объемевнесколькомиллионовбаррелейвсуткивоснов-
номиз-заприбыли,атакжевоизбежаниепогрешности
вотчетности.Например,средняядобычанефтив2007г.
составляла81,5млнбрл/сут,втовремякакпотребление
85,2млнбрл/сут–разницасоставляла3,7млнбрл/сут.
Крометого,какотмечалосьпозже,некоторыеагентства
(например,Международноеэнергетическоеагентство
–IEA),принималипроизводительнуюмощностьНПЗ,
как минимум, на 10 млн брл/сут больше, чем в докладе
ВР (Cambridge Energy Research Associates – CERA).
Запасыиресурсы.Запасыуглеводородови,вчастнос-
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),Американскуюассоциациюгеологов-не-
фтяников(AmericanAssociationofPetroleumGeologists
–AAPG;www.aapg.org),Мировойнефтянойсовет(World
Petroleum Council – WPC; www.world-petroleum.org)
и Организацию инженеров-нефтяников-аналитиков
(SocietyofPetroleumEvaluationEngineers–SPEE;www.
spee.org),покатегориям,ориентируясь,главнымобра-
зом,натипобразованиязапасовиихрентабельность.В
статьевниманиевпервуюочередьконцентрируетсяна
сравнениирезультатовоценкиразрабатываемыхресур-
сов и реальных данных об их добыче, полученных при
помощипрямойХьюбертаирезультатовисследований
различных организаций, в частности, Геологической
службыСША(UnitedStatesGeologicalSurvey–USGS).
По этой причине оценка USGS (2000; Ahlbrandt, 2004,
2006;Ahlbrandtидр.,2005)иоценкапредельныхизвле-
каемыхресурсов(estimatedultimaterecoverableresources
– EURR) были выполнены в соответствии с четырьмя
категориями (рис. 1).
•Совокупнаядобыча(добытыезапасы).Полученыпу-
тем сложения объемов ежегодной добычи (ВР, 2008).
•Остальныедоказанныезапасы.Данныеполучены
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,чтодоказанныезапасынефтиКанадысоставляют
180 млрд брл, из них нефтеносные пески – 174 млрд
брл.Определениедоказанныхзапасовтакжеразлично
в зависимости от региона, организации, проводящей
исследованияидостоверностиисточников(например,
Мировые ресурсы
разрабатываемыересурсы,2860млрдбрл
Достоверныезапасы,
2509млрдбрл
Оценкаизвлекаемыхзапасов
Традиционнаянефть,сыраянефть,
газоконденсат,нефтеносныепески
Неоткрытые
запасы Совокупная 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,СНГит.д.).USGSиспользуетбазуданных
IHS, которая включает в себя доказанные и вероятные
запасы(P50или2P),чтосогласуетсясмнениемJ.Laherrère
(2008).Вэтойстатьеприупоминаниидоказанныхзапасов
ссылаются на данные BP (2008) без проверки их досто-
верности.Терминдостоверныезапасыозначаетсумму
совокупной добычи и остальных доказанных запасов.
• Неоткрытые запасы (еще не разведанные). Их
объемынеопределены,и,какправило,оцениваютсяв
результатегеологическихисследованийсприменением
моделированиянефтегазоносныхсистемвразличных
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,улучшающиеуправлениересурсами,
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).
Ванализевышеперечисленныхпятистран,
выполненное сравнение показывает значи-
тельноенесоответствиемеждуразрабатывае-
мыми,достоверными(BP,2008)ипредельными
извлекаемымизапасами(табл.1).Предельные
извлекаемыезапасы(см.табл.1)былиопреде-
леныJ.Laherrère(2008)ипревышаютпример-
нона12,5–22,5%разрабатываемыезапасы.
Егорасчетыоснованынаприменениимодели
Хьюбертавотношенииисторическихданных
оресурсах(траекториякривой),анеданныхо
добыче,и,темнеменее,онидостаточноточно
отражаютпредельныеизвлекаемыересурсы
(EURR).Ещеоднонесоответствие,возникает
из-затого,чтоисторическиеданныеодобыче
необязательновключаютзафиксированные
запасыизперспективныхпроектов,врамках
которых к добыче еще не приступили (на-
пример, проекты повышения нефтеотдачи,
включая жирный газ, сернистую и/или тя-
желую нефть и т.д.).
Традиционныеинетрадиционныезапасы.
При сравнении результатов исследования
добычи,запасовисовокупныхресурсоввоз-
никает определенная путаница, поскольку
некоторыеаналитикиисключают,например,
NGL,ресурсыглубоководныхиарктическихрегионов
ит.д.Донедавнеговремениглубинаводырассматрива-
лась,какодинизкритериев,отличающихтрадиционные
инетрадиционныезапасыуглеводородов,новнастоя-
щее время ситуация изменилась благодаря развитию
E&P-технологий.Например,T.Ahlbrandt(2008)отметил,
чтоCampbellв1989г.припроведениианализаувеличил
глубину разработок на 200 м. В 2008 г. этот показатель
былувеличендо500м.ВотличиеотUSGS(2000),которая
первоначально установила глубину в 2000-м, но позже
увеличилаеедо4000м,когдавБразилииначалибурить
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
ресурсоминевключена(рис.1)воценкуBP(2008).Однако,
помнениюаналитиков,благодаряразработкеинноваци-
онного процесса вязкость сверхтяжелой нефти можно
изменить (например, до 15 °API – USGS, Ahlbrandt et al.,
2005;или17,5°API–Campbell,2006).BPтакженевклю-
чаетвсвоюоценкудоказанныезапасысланцевойнефти,
неучитываяобъемыдобычисланцевойнефтиивСША,
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
ПрямаяХьюберта.Рассмотримпростуювзаимосвязь
между разрабатываемыми ресурсами (resource – R) и
максимальнойдобычей(maximumproduction–РМ).Оба
параметра(RиРМ)–константы,апеременнымипара-
метрамиявляетсяежегоднаядобыча(annualproduction
–РА)исовокупнаядобыча(cumulativeproduction–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-
годныхотчетахвбольшинстведобывающихстранмира
(например, BP, 2008). Выразим отношение PA/PC = Y и
PC =Xиподставимвур.1.Этипоказателиотражаются
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
Ежегоднаядобыча,млрдбрл/годЕжегоднаядобыча/Совокупнаядобыча(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
млрдбрл млрдбрл/год
м
Интервал
времени
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
Норвегия
Конец 2007 г.
ресурсы 22,5 млрд брл
Доказанные запасы
8,2 млрд брл

7№8 • август 2010
КонстантыАиВсоответствуютточкампересечения
наклоннойпрямойсосьюY.Прямаялинияможетбыть
определенавизуальноилиметодомрегрессиинаимень-
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-
жетбытьинтереснасточкизренияпроверки,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).ТриПрямыеХьюбертаопределялисьметодом
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
достиженияпервогопикадобычив1989–1997гг.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.
Важноотметить,чтоПрямаяХьюберта,отражающая
предварительныйпикдобычи1989–1997гг.,предостав-
ляетдостаточноинформациидляпрогнозированиягода
пикаидостоверныхзапасов.Прямаялиния,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-
роеннаянаосновеисторическихданныхозапасах,про-
гнозируетвеличинупредельныхизвлекаемыхресурсов
Норвегиивобъеме36,0млрдбрл(J.Laherrère,2008).При
этом неразведанные запасы составляют 4,9 млрд брл
(13,6%,см.табл.1).Оченьважнопроводитьразличиемежду
терминамисучетомнесоответствиямеждудобываемыми,
достовернымииконечнымиизвлекаемымизапасами.
ПрисравненииданныхПрямойХьюберта,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
ХьюбертадляНорвегииотражаетважнуюинформацию
одинамикедобычи,втомчислеиперспективныеданные,
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
такжепоказывает,насколькопроцентноеотношениееже-
Рис. 4. Стандартизированная Прямая Хьюберта для Норвегии
Стандартизированнаяежегоднаядобыча/
Сокращениедобычи
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 брл
Доказанные – 8,2 млрд брл
Всего: – 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-
твуетпараболическойтраекториикривойиуменьшению
процентного показателя D = 100 × PC/R (Hubbert, 1982;
Duncan,2001).Нарис.5изображенаПараболаХьюберта,
отражающая динамику добычи нефти в Норвегии, пос-
троеннаясиспользованиемR=31,1млрдбрл.Приэтом
принимались следующие данные:
• ежегодная и совокупная добыча в 1977 г. году со-
ставляли 0; PC = PA = 0;
•ежегоднаядобычавНорвегиидостигла36%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-
нуто80%объемапиковойдобычи(немногобольше,чем
это должно было быть в соответствии с Параболой для
1994 г.);
•достижениепиковой(PA =PM,когдаполовинаили
50 % уже добыта, при D = 50 %, PC = 15,5 млрд брл) еже-
годнойдобычивсоответствииспараболой,должнобыло
произойтив2001г.Каквидноизграфикавдействитель-
ности это и произошло в 2001 г.
•равномернаядобыча,определяемаякак91%отпи-
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,чтовсересурсыисчерпаны(D=100%,PC =R
=31,1млрдбрл),чтовсоответствииспрогнозамидолжно
произойти после 2020 г.;
Вцелом,очевидно,чточемближеданныеприближе-
ныктраекторииПрямой 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(36,0млрдбрл)точнеекорректируютсяПараболой
Хьюбертавпериодс1977по2007гг.Однакоэтоподтверж-
дает,чтоневсеконечныеизвлекаемыересурсыдобыва-
ютсявпериодпикаиувеличениядобычи.Этатенденция
Рис. 5. Парабола Хьюберта для Норвегии, отражающая ежегодную добычу
Парабола Хьюберта
для Норвегии
Ежегодная/Пиковаядобыча(РА/РМ),%
Добыча,млрдбрл/год(млнбрл/сут)
ресурсы (R)
75 % РМ при 25 % и 75 % D
1994 и 2008 гг. симметричны относительно 2001 г.
2001
пик РМ - 1,21 млрд брл/год =
=3,32 млн брл/сут
50 % РМ при 15 % и 85 % D
1990 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,дляпе-
риодаспададобычи.Итак,
проведенныйанализпока-
зывает, что в уравнениях
явно не отражено время.
Этотвопросрассматрива-
ется далее.
Коэффициент мак-
симального снижения и
ежегодногоснижениядо-
бычи.Времяучитывается
впроцессемоделирования
путем рассмотрения ма-
лыхприращенийвремени
(dT),необходимыхдлядо-
бычинебольшихобъемов
нефти (dP). Возвращаясь
к ур. 8, рассмотрим еще
раз равенство D = PC/R
и подставим вместо PA
небольшойкоэффициент
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,временнойинтервалилипериод(Т),начиная
споловинысокращениядобычи,рассчитываетсяпутем
сложениявременныхприращенийdT(объемадобычи
с течением времени, de Sousa, 2008). Для описания при
помощимоделиХьюбертавремениидлительностипро-
ектоввводитсядвакоэффициента(впроцентах).Первый
коэффициент отражает соотношение максимального
сокращениядобычивгод(DM вгод)иразрабатываемых
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
показателяилипримерновмаксимальныхобъемах(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-
вогогода,иежегодноеснижениедобычипоказаныдля
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
2020г.(95%-ногосокращенияресурсов)рассчитывается
поур.10.Такжепоказанысреднегодовыетемпысниже-
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,чтоскоростьсокращениядобычиповы-
силасьс0,8%вгод(сразупослепикадобычи),до6,6%в
год к 2007 г. В следующем десятилетии этот показатель
увеличитсядо10%вгод.Рассмотревтраекториюсокра-
щения добычи (в соответствии с моделью), мы видим,
чтоонасимметричнатраекторииувеличениядобычи(до
пиковогогода).Например,сравнимтраекториюкривой
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-
бычиназрелыхместорожденияхнеобязательнобудет
соответствовать прогнозу (Nehring, 2006 a, b, c). Как
отмечалосьранее,разрабатываемыересурсыНорвегии
(31,1млрдбрл)всегона13,6%меньше,чемпредельные
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
временныхпромежутков.Соответственнотраектория
спада добычи будет не такая крутая и это отчасти на-
рушит симметричность Параболы. Этот подход может
бытьвцеломверен,особенноприусловииповышения
ценнанефтьиразработкуинновационныхтехнологий
повышения нефтеотдачи.
Модель Хьюберта для Великобритании. Если ди-
намика добычи в Норвегии почти точно соответствует
траектории модели Хьюберта, то в Великобритании
нет.ХотяобестраныначалидобычунефтивСеверном
морепочтиодновременно(см.рис.2итабл.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 4 117,2
1,8
5 95 19 74,1
2,5
10 90 36 55,3
2,5
15 85 51 43,7
2,3
20 80 64 35,0
2,0
25 75 75 27,8
1,7
30 70 84 21,6
1,4
35 65 91 15,8
1,0
40 60 96 10,7
0,6
45 55 99 5,0
0,2
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
последующихмерпообеспечениюбезопасности.Лишь
спустянескольколетотрасльсмоглавернутьсякполной
производственной мощности (Zittel и Schindler, 2003).
Кроме того, сокращение добычи нефти на месторож-
денииБрентсталорезультатомразмещениятамгазодо-
бывающихобъектов(J.Laherrère,2008).Добычанефти
вВеликобританиивновьвернуласькпрежнемууровню
только в 1993 г. и достигла своего пика в 1999 г., после
чего начала снижаться.
Кконцу2007г.добытыеидоказанныезапасынефти
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
показательравен30,7млрдбрл(см.табл.1,BP,2008).На
рис. 6 и 7 представлены стандартизированная Прямая
и Парабола Хьюберта для Великобритании. Данные о
разрабатываемыхресурсахВеликобритании(R)взяты
наотрезке1994–2007гг.прямойлинии.Такбылоуста-
новлено, что показатель 30,6 млрд брл на 2,1 млрд брл
больше,чемдостоверныезапасы(28,5млрдбрл,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-
сурсовВеликобританиизначительноменьше(12,5%),чем
показатель предельных извлекаемых ресурсов (EURR)
и составляет 35,0 млрд брл (J. Laherrère, 2008). Парабола
ХьюбертадляВеликобританиипрогнозируетснижение
добычидо700тыс.брл/сутк2015г.идо100тыс.брл/сут
к 2030 г. Эти прогнозы нельзя с полной уверенностью
назватьточными,посколькук2015–2030гг.могутбыть
разработаны технологии повышения отдачи и марги-
нальныересурсывновьбудуткоммерческижизнеспо-
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.
Многомодальнаякриваядобычи.Висториидобычи
нефти в Великобритании отмечается два пика, что ха-
рактеризуетеекакбимодальную;вНорвегииотмечался
толькоодинпикдобычи,характеризующийсямономо-
дальнойпараболой(см.рис.2).ЕслирассмотретьПрямую
Хьюберта для Великобритании до 1994 г., мы увидим,
чторазрабатываемыересурсысущественнозанижены,
примернона10млрдбрл(см.рис.6).Этосвидетельствует
оважнойдетали,когдапредполагается,чторазрабатыва-
емыересурсыдобываются.МногомодальнаяПарабола
добычи характерна для тех регионов, где происходили
серьезныеаварии,войны,стихийныебедствия,саботаж,
забастовки, санкции, квоты, эмбарго, изменения цен
и другие не геологические события. Причиной может
статьколебаниеценнанефть,разработкаивнедрение
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).Этоимеетнепосредственноеотношениек
последующемуобсуждениюкривойХьюбертадобычи
вмиревцелом,котораяявляетсямультимодальной(см.
рис. 15 и 17).
Сравнение моделей Хьюберта для Норвегии и
Великобритании.Максимальныйкоэффициентежегод-
ного снижения добычи в Великобритании (DM) составлял
3,56%вгод(посравнениюсНорвегией3,89%вгод).Период
пиковойдобычивНорвегии(более91%отпиковойдобы-
чи) длился примерно 10 лет (1996–2005 гг.), в отличие от
Великобритании,гдеотмечалосьдвапикадобычи(1984–
1987гг.и1994–2001гг.),которыепродолжалисьвсовокуп-
ностипримерно12лет(см.рис.2,табл.1).Посостоянию
на конец 2007 г. нефтяные ресурсы Великобритании
сократились на 81,3 %, в Норвегии – на 72,3 %. После
пикадобычивобеихстранахотмечаетсяееснижение,
что характеризуется соответственным отрезком пара-
болы.Вконце2007г.добычавВеликобританиисостав-
ляла56,2%(отпиковойдобычи);вНорвегии–74,8%от
пиковой добычи. Точное соответствие отрезка кривой
снижениюдобычиявляетсяважнымрезультатомиот-
ражаетсяпрофилемпараболы,атакжехарактеризуется
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).Темнеменее,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
0,70млрдбрл/год(см.табл.2).Прогнозируемоесниже-
ниедобычивпериод1999–2015гг.составляет1,5млрд
брл/год или 4,1 тыс. брл/сут. Если это соответствует
действительности,топотребуетсяповыситьдобычудо
объемов,равноценныхгодовойдобычеИрана,второго
крупнейшего производителя ОПЕК в 2007 г.
МодельХьюбертадлястранБлижнегоВостока,осу-
ществляющих наземную добычу. Для иллюстрации
моделиХьюберта,подготовленнойдлястран,осущест-
вляющихназемнуюдобычуиимеющихразличныеза-
пасыидинамикудобычи,возьмемтристраныБлижнего
Востока – Оман, Сирию и Йемен (рис. 8 и см. табл. 2;
ВР,2008).Нарис.9–14ивтабл.1,добычавэтихстранах
сравниваетсяприпомощиграфиков.Точностьданных
ПрямойХьюбертаповысиласьпослесокращениязапа-
совна20%дляОманаина30%дляСириииЙемена.На
конец2007г.соотношениекоэффициентаежегодной/
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.
Существенноеотличиемеждуэтимитремястранами
заключаетсявкоэффициентемаксимальногоснижения
добычи в период пика (DM). В Йемене этот показатель

11№8 • август 2010
былсамымвысокимисоставил4,82%вгод.Крометого,
ПараболаХьюбертадляЙеменаимеласамыйкороткий
периодпиковойдобычи(с2000по2005гг.),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
снижениядобычивпериодпикабылравен3,72%вгод;
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,
покрайнеймере,2,62%вгод,наиболеепротяженныйпе-
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-
тенсивностьмаксимальногоснижениядобычиDМ (см.
табл.3).Внашемисследованииэтотпрогноз,вероятно,
более точен для стран Северного моря, чем для стран
Ближнего Востока.
В отличие от морских разработок добыча на назем-
ныхместорожденияхвключаетвсебявозможностидля
реализации дополнительных и более дорогостоящих
проектов,например,повышениянефтеотдачипластов
(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,данныеоразрабатываемыхресурсахR,
меньше,чемпоказательдостоверныхзапасов(см.табл.1).
ДляОманаразницасоставляет12,1%(12,4млрдпротив
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
извлекаемыересурсы(EURR),отраженныеПараболой
Хьюберта(J.Laherrère,2008)исоставляющиедляОмана
22,5 % (12,4 млрд против 16,0 млрд брл), Сирии 21,3 %
(5,9млрдпротив7,5млрдбрл)иЙемена15,0%(3,4млрд
против 4,0 млрд брл).
Этисравненияпомогаютпроиллюстрироватьоши-
бочность методики Прямой Хьюберта, а именно, то,
что данные о динамике добычи могут не подтвердить
значительногорасхожденияпоказателейнеразработан-
ных,атакжедоказанныхивероятныхзапасов.Втаких
случаях,ежегодноеснижениедобычивновьстановится
менееинтенсивнымпозавершениюреализацииновых
проектов.Действительно,прогнозы,подготовленныев
сентябре2008г.министромнефтянойпромышленности
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 (4,7млрдбрл)идоказанныезапасы(7,0млрдбрл)
влияютнаувеличениедостоверныхзапасовдо11,7млрд
брл,илина4,0млрдбрлбольше,чемоценкапредельных
извлекаемых ресурсов 7,5 млрд брл (J. Laherrère, 2008).
Крометого,министрзаявил,чтодобычанефтив2008г.
увеличиласьна5тыс.брл/сутпосравнениюс2007г.,тем
самым,приостановивсокращениедобычи,иостанется
на уровне более 320 тыс. брл/сут до 2020 г. Его прогноз
добычинефтидо2020г.болеечемвтриразапревышает
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
отношенииихзапасов,ресурсовидобычи.Вовсехслу-
чаяхихE&P-активностьрегулируетсясоглашениямио
разделедобычи(production-sharingagreements–PSA),
Рис. 6. Стандартизированная Прямая Хьюберта для Великобритании
Стандартизированная Прямая Хьюберта для Великобритании
На конец 2007 г.
Инцидент
Piper Alpha,
1985 г.
Ранний пик
добычи
РМ = 1,02 млрд брл/год
Сокращение запасов (D = РC/R) Совокупная добыча/Разрабатываемые ресурсы, %
Разрабатываемые ресурсы (R),
Отрезок Прямой
в период 1994 - 2007 гг.
Модель
середины
периода
пиковой
добычи,
РА РC
РM R

12 №8 август • 2010
чтотакжеучитываетсямоделью.Вцелом,модельхоро-
шоподходитдлярегионов,которыенаходятсянаэтапе
интенсивного раннего развития, увеличения объемов
запасов и имеющих географически ограниченную ре-
сурснуюбазу(Т.Ahlbrandt,2008).Это правило не при-
меняется к регионам, которые не удовлетворяют хотя
бы одному из этих факторов, например, басс. Гадамес
(Алжир),Неукен(ЮжнаяАмерика),морскиеглубоко-
водныеучасткиБразилиииСША,накоторыхнедавно
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
основномопределяетсянегеологическимифакторами
(T. Ahlbrandt, 2008). Достоверные запасы этих стран в
настоящеевремяисчерпаныпримернона30%.Для этих
стран, добыча не описывается Прямой Хьюберта,
которая не может быть использована для прогно-
зирования профиля перспективной добычи или ее
оценки.
ЗапасыидобычавИране.ДобычавИраневполной
мере отражает неопределенности и ошибки, которые
возникаютприприменениимоделиХьюбертакстранам
смногомодальнойпараболой(Al-Husseini,2007).Добыча
нефтивИранебыстровозрослав1960-хиначале1970-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/сутиз-заИрано-иракскойвойны.Послеокончания
войны, добыча нефти в Иране стала увеличиваться,
достигнувв2007г.4,4млнбрл/сут(нефтьиконденсат).
E&P-стратегияИрананезависитотPSA-соглашений,тем
Рис. 7. Парабола Хьюберта для Великобритании, отражающая добычу нефти (параболическая траектория формируется с 1993 г.)
для Великобритании
Ежегоднаядобыча/Пиковаядобыча(РА/РС),%
Добыча,млрдбрл/год,млнбрл/сут
Пик добычи (1996),
РМ = 1,02 млрд брл/год =
2,79 млн брл/сут
млрд брл
Доказанные
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
добычииресурсов.К2007г.Ираномбылодобыто65млрд
брлнефти,оставшиесядоказанныезапасысоставляли
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
спривлечениеминновационныхEOR-проектоввосста-
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
1991–2007гг.разрабатываемыезапасы(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
Ежегоднаядобыча,млнбрл/годСтандартизированнаяежегоднаядобыча/
Добыча,млнбрл/сут
Пик добычи
в Омане (2001),
351 млн брл/год
Пик добычи
в Йемене (2002),
Йемен (на конец 2007 г.)
Пик добычи
в Сирии (1995),
Сирия (на конец 2007 г.)
Оман (на конец 2007 г.)
Год
Стандартизированная Прямая Хьюберта для Омана
РМ = 325 млн брл/год
Пиковый год (2001), 351 млн брл/годМодель пика, 1999 г.
Разрабатываемые ресурсы
(R), 12,4 млрд брл
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
сравнениеобъемовдобычивпрошломсуровнем2007г.
нефтедобывающих стран (2007/Past Ratio), например,
для Ирана в период с 1994 по 2007 гг. это соотношение
составило72,6%(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 %) находятсявнастоящеевремянаэтапеее
увеличения.Тестраны,вкоторыхдобычанефтив2007г.
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-
ставляетменее80%,могутнаходитьсялибовконцеэтапа
пиковой добычи, либо на этапе ее снижения.
Ираксдоказаннымизапасаминефтив115млрдбрл
особенно отмечен в связи с исключительно низким
коэффициентом, составляющим 61,5 %. Не возникает
никакихсомнений,чтопоследняямаксимальнаядобыча
нефти в 3,5 млн брл/год может быть существенно уве-
личена.Табл.4показывает,чтопочти62%совокупной
мировойдобычинефти2007г.приходиласьнастраны,
которыеимеютпотенциалдляувеличениядобычи(2007/
Past>80%),чтосоставило54%мировыхзапасов(заис-
ключениемнефтеносныхпесковКанады).Другие38%
добычи2007г.приходилисьнастраныскоэффициентом
менее80%,чтосоответствует46%зарегистрированных
запасов. Эти страны вряд ли смогут увеличить добычу
(заисключениемИрака,надолюкоторогоприходилось
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, %
.Ежегоднаядобыча/Пиковаядобыча(РА/РС),%
Добыча,млнбрл/год,тыс.брл/сут
для Омана
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
5,9 млрд брл
Отрезок Прямой в период
1991 – 2007 гг.
Модель
середины
периода
для Сирии
Пик добычи (1999), РМ =
219 млн брл/год =
601 тыс. брл/сут
2,5 млрд брл
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
3,4 млрд брл
Отрезок Прямой в период
1998 – 2007 гг.
Модель
середины
периода
1,7 млрд брл
для Йемена
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
Следуетучесть,чтодобычанефтивомногихстранах
несоответствуетданнымПрямойХьюберта,ипоэтому
разработкамировыхзапасовнеможетбытьопределена
путем суммирования оценки по отдельным странам.
РассматриваетсявариантпримененияПрямойХьюберта
для оценки разрабатываемых запасов (R), пиковой и
равномерной добычи и года пиковой добычи (по со-
стоянию на середину периода снижения добычи). Эти
результатыотражаютсявБазовомсценарииисравни-
ваются с результатами других исследований.
Базовыеданныепоежегоднойисовокупнойдобыче.
Мировые данные о добыче (PA) приведены в табл. 5 и
отраженынарис.15.Втабл.5такжепоказанакорректи-
ровкаценнанефтьдо2007г.вдолларахСША(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.,
%
Африка
Ангола 9,0 0,73 2007 1723 1723 100,0 2,2
Алжир 12,3 0,99 2005 2014 2000 99,3 2,2
Габон 2,0 0,16 1996 365 230 63,0 0,3
Египет 4,1 0,33 1993 941 710 75,5 0,9
Камерун – 00,0 1985 181 82 45,3 0,1
Конго 1,9 0,15 1999 266 222 83,5 0,3
Нигерия 36,2 2,92 2005 2580 2356 91,3 2,9
Судан 6,6 0,53 2007 457 457 100,0 0,6
Тунис 0,6 0,05 1980 118 98 83,1 0,1
Чад 0,9 0,07 2005 173 144 83,2 0,2
Экваториальная Гвинея 1,8 0,15 2005 373 363 97,3 0,5
Африка, другие 0,6 0,05 2007 85 85 100,0 0,1
Европа/Азия
Азербайджан 7,00 0,57 2007 868 868 100,0 1,1
Великобритания 3,6 0,29 1999 2909 1636 56,2 2,0
Дания 1,1 0,09 2004 390 312 80,0 0,4
Индия 5,5 0,44 2004 812 801 98,6 1,2
Италия 0,8 0,06 1997 124 122 98,4 0,2
Казахстан 39,8 3,21 2007 1490 1490 100,0 1,8
Китай 15,5 1,25 2007 3743 3743 100,0 4,8
Норвегия 8,2 0,66 2001 3418 2556 74,8 3,0
Россия 79,4 6,41 1987 11484 9978 86,9 12,6
Румыния 0,5 0,04 1977 313 105 33,5 0,1
Туркменистан 0,6 0,05 2003 202 198 98,0 0,3
Узбекистан 0,6 0,05 1999 191 114 59,7 0,1
Европа/Азия, другие 2,1 0,17 1986 762 456 59,8 0,6
АТР
Австралия 4,2 0,34 2000 809 561 69,3 0,6
Индонезия 4,4 0,36 1991 1685 969 57,5 1,2
Малайзия 5,4 0,44 1998 779 755 96,9 0,9
Таиланд 0,5 0,04 2007 309 309 100,0 0,3
АТР, другие 0,9 0,07 1993 276 234 84,8 0,3
Ближний Восток
Бруней 1,2 0,10 1979 261 194 74,3 0,2
Иран 138,4 11,18 1974 6060 4401 72,6 5,4
Ирак 115,0 9,29 1979 3489 2145 61,5 2,7
Йемен 2,8 0,23 2002 457 336 73,5 0,4
Катар 27,4 2,21 2007 1197 1197 100,0 1,4
Кувейт 101,5 8,20 1972 3339 2626 78,6 3,3
Ливия 41,5 3,35 1970 3357 1848 55,0 2,2
ОАЭ 97,8 7,90 2006 2971 2915 98,1 3,5
Оман 5,6 0,45 2001 961 718 74,4 0,9
Саудовская Аравия 264,2 21,34 2005 11 114 10 413 93,7 12,6
Сирия 2,5 0,20 1995 596 394 66,1 0,5
Ближний Восток, другие 0,1 0,01 2002 48 32 66,7 –
Южная, Северная Америка
Аргентина 2,6 0,21 1998 890 698 78,4 0,9
Бразилия 12,6 1,02 2007 1833 1833 100,0 2,3
Венесуэла 87,7 7,03 1998 3480 2613 75,1 3,4
Канада 27,7 2,24 2007 3309 3309 100,0 4,1
Колумбия 1,5 0,12 1999 838 561 66,9 0,7
Мексика 12,2 0,99 2004 3824 3477 90,9 4,4
Перу 1,1 0,09 1982 196 114 58,2 0,1
Тринидад и Тобаго 0,8 0,06 1978 230 154 67,0 0,2
США 29,4 2,37 1970 11297 6879 60,9 8,0
Нефтяные пески Канады 152,2 Добыча не ведется
Южная, Северная
Америка, другие
1,3 0,11 2003 153 141 92,2 0,2
Всего в мире 1238 100 – 85 698 81 540 77,6 100
В мире в целом 1390,2

639.мировая добыча традиционной нефти прогноз до 2030 г

639.мировая добыча традиционной нефти прогноз до 2030 г

Recommended

Recommended

More Related Content

Viewers also liked

Viewers also liked (14)

More from ivanov1566353422

More from ivanov1566353422 (20)

639.мировая добыча традиционной нефти прогноз до 2030 г