Объемы добычи нефти в Западной Европе с 2018 года начнут сокращаться. После 2020 года существенную помощь в замедлении падения показателей производства окажет начало работ на новых месторождениях в Норвегии и в Великобритании.

Средние показатели добычи нефти в указанных регионах, предположительно, увеличатся.

В данной статье рассматривается прогноз показателей геологоразведки и добычи нефти в Западной Европе в соответствии с тремя значениями: производство, успешность геологоразведки и капитальные затраты.

Рис. 1 Уровень добычи нефти в Западной Европе по странам (тысячи boe/d)

На рисунке 1 изображен прогнозируемый показатель добычи нефти в Западной Европе по странам в период с 2010 по 2025 годы. Норвегия, Великобритания и Нидерланды будут ответственны более чем за 90% от общего объема добычи нефти в регионе. Исторически объемы добычи нефти сокращаются в связи с истощением месторождений, например, Ekofisk (управляемое компанией ConocoPhillips), Sleipner (компании Statoil) и Oseberg (также компании Statoil), в North Sea, а также Aasgard и Ormen Lange в Norwegian Sea.

Дополнительно, в результате изменения государственной политики в области безопасности, объемы добычи из Нидерландского газового месторождения Groningen сократились с 1 миллиона boe/d в 2013 году до 0.5 миллиона boe/d в 2016 году. Тем не менее, в 2015-2016 годах общий объем производства в регионе стабилизировался на уровне 7 миллионов boe/d и остается на данном уровне в текущем году.

Основными факторами, замедляющими падение производства, являются рост объемов добычи на месторождении Snohvit и Gullfaks South, а также на месторождениях Skarv (работы начаты в 2012 году), Gudrun (работы начаты в апреле 2014 года) и Edvard Grieg (работы начаты в 2015 году).

К 2021 году ожидается, что уровень добычи в Западной Европе установится в пределах 6 миллионов boe/d. Основными факторами, влекущими увеличение объемов добычи нефти станут: разработка месторождения Schiehallion Area в Великобритании, которая началась в мае 2017 года, начало работ на проекте Clair Ridge в первом квартале 2018 года и запуск работ на газовом месторождении Culzean в 2019 году.

Вклад крупнейшего недавнего открытия Johan Sverdrup в увеличение объемов добычи нефти станет ощутим лишь после 2020 года. Начиная с этой даты и далее Johan Sverdrup по показателям нефтедобычи будет на втором месте после гигантского норвежского месторождения Troll.

Рис. 2 Общий объем разведанных запасов нефти в Западной Европе по этапам жизненного цикла (миллионы boe)

На рисунке 2 изображены разведанные запасы нефти в Западной Европе в период с 2005 по 2016 годы. За последние десять лет около 20% разведанных ресурсов приходится на норвежское месторождение Johan Sverdrup. Данное месторождение было обнаружено в регионе Avaldnes в сентябре 2010 года компанией Lundin Petroleum. Дальнейшее бурение в Aldous Major South в середине 2011 года в повлекло открытие компанией Statoil новых запасов нефти в регионе.

В 2012 году компания Statoil сделала еще одно большое открытие рядом с регионом Geitungen, что дополнительно расширило географическую протяженность месторождения Johan Sverdrup. Другие существенные открытия включают в себя обнаруженное в 2006 году месторождение Jasmine, управляемое компанией ConocoPhillips, а также обнаруженное в 2008 году месторождение Culzean, управляемое компанией Maersk Oil и обнаруженное в 2007 году в Норвегии месторождение Edvard Grieg.

В дополнение к этому, в 2011 году компания Statoil сделала крупное открытие в Баренцевом море — Johan Castberg (ранее — Skrugard). После 2011 года объемы разведанных ресурсов стали существенно сокращаться — до уровня 600 миллионов boe в год за последние пять лет. Начало работ на большей части новых месторождений всё еще подлежит утверждению.

Рис. 3 Общий показатель капитальных затрат по категориям (миллионы USD)

На рисунке 3 изображены показатели капитальных затрат Западноевропейских нефтяных компаний в период с 2010 по 2025 годы.

Общие показатели затрат существенно возросли с $77 миллиардов в 2010 году до $110 миллиардов в 2014 году. Затем последовал период сниженной инвестиционной активности. Капитальные затраты и затраты на геологоразведку сократились на 28% и 25% соответственно в период с 2015 по 2016 годы. В 2018 году ожидается, что данный показатель снизится до $26 миллиардов. Однако после 2019 года вместе с ростом цен на нефть прогнозируется и увеличение капитальных затрат нефтяных компаний. Однако уровень капитальных затрат 2014 года будет достигнут не ранее 2025 года. Более 50% текущих капитальных затрат обусловлены работами на норвежских месторождениях. Около половины от данной суммы приходится на разработку проектов, например, Johan Sverdrup. Аналогичная тенденция наблюдается в Великобритании, где значительная часть капитальных затрат также приходится на дорогие проекты, например, Mariner, Clair Ridge. В остальной части Западной Европы инвестирование, в основном, направлено на уже действующие месторождения.

С 2014 года объемы добычи нефти в Западной Европе существенно не менялись, но с текущего момента прогнозируется их сокращение. Однако инвестирование в новые проекты должно минимизировать снижение показателей производства в регионе. В то же время, своевременное утверждение проектов и запуск работ на них, предположительно, остановит отрицательный рост к 2025 году. Ожидается, что после 2019 года объем инвестирования вновь возрастет в свете разработки новых крупных проектов.

В Западноевропейском регионе не прогнозируется существенного увеличения затрат на геологоразведку, что подчеркивает нацеленность нефтяных компаний на развитие уже действующих месторождений.