Восточноафриканский шельф. Оценка ресурсно- добычного потенциала газа и геолого-политической значимости Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 005.51:550.8

Восточноафриканский шельф. Оценка ресурсно-добычного потенциала газа и геолого-политической значимости

Ю.Б. Силантьев1*, Е.Д. Ковалёва1, А.А. Пензин1

1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: Y_Silantiev@vniigaz.gazprom.ru

Тезисы. В последнее десятилетие выявлена новая Восточно-Африканская нефтегазоносная провинция, расположенная на шельфе Республики Мозамбик, Объединенной Республики Танзании и о. Мадагаскар. В состав этой провинции включена акватория Сейшельских островов. По данным Геологической службы США (англ. U.S. Geological Survey, USGS), нефтегазовый потенциал провинции оценивается в 20 млрд т у.т., из которых более 60 % приходится на газ.

Формирование нефтегазоносных бассейнов провинции связано с расколом древнего Гондванского палеоматерика. Углеводородные (УВ) системы приурочены к пострифтовым образованиям дивергентных окраин. Субрегиональные УВ-системы Восточной Африки обособлены, так как связаны, соответственно, c внутриконтинентальным рифтингом Гондваны и развитием Восточно-Африканского и Мадагаскар-Индийского геоблоков.

Проведенный тектоно-седиментационный анализ позволяет выделить четыре региональные УВ-системы, которые различаются особенностями формирования и строения. Эти системы характеризуются наличием нефтегазоматеринских толщ, региональных флюидоупоров, коллекторских толщ и систем структурных и тектоно-стратиграфических ловушек, свойственных классическим пассивным окраинам.

Представленная оценка ресурсов углеводородов указывает на приуроченность большей части ресурсов к шельфу Мозамбика, в пределах которого выявлено уникальное газовое месторождение Мамба. Наличие крупных месторождений расширяет ареал нефтегазоносности региона Индийского океана, указывая на возможность открытия новых скоплений УВ.

Выявленные месторождения газа в пределах шельфа Мозамбика и Танзании в настоящее время рассматриваются в качестве ресурсного обеспечения крупных инвестиционных проектов строительства заводов по производству сжиженного природного газа, экспорт которого будет ориентирован на рынки стран Азиатско-Тихоокеанского региона. Реализация данных проектов предопределяет высокую геолого-политическую значимость Восточной Африки, чей ресурсный потенциал может способствовать созданию в ее пределах нового газодобывающего региона.

Ключевые слова:

Восточно-

Африканская

нефтегазоносная

провинция,

шельф Мозамбика

и Танзании,

ресурсный

потенциал,

региональные

углеводородные

системы,

производство

и экспорт

сжиженного

природного газа.

Последнее десятилетие ознаменовалось открытием новой крупной нефтегазоносной провинции мирового масштаба, включающей четыре бассейна седиментации, расположенных на шельфе Восточной Африки и в прилегающей акватории Индийского океана. По данным Американской геологической службы (англ. U.S. Geological Survey, USGS), а также других зарубежных агентств: IHS Energy, Fugro Multi Client service и др. - суммарный нефтегазовый потенциал Мозамбикского, Танзанийского, Сейшельского бассейнов и суббассейна Морондава (о. Мадагаскар) оценивается в 4-5 млрд т жидких углеводородов (УВ) и в 12-13 трлн м3 газа [1]. Это позволяет рассматривать восточноафриканский шельф в качестве перспективного региона для формирования нового крупного центра газодобычи на шельфе Индийского океана и определяет его высокую ресурсно-экономическую значимость, которая, в свою очередь, обусловливает инвестиционную привлекательность освоения ресурсов УВ Восточной Африки.

В пределах Восточной Африки геологоразведочные работы (ГРР) проводились с начала ХХ в. (1919 г.) преимущественно в пределах осадочных бассейнов внутри-континентальной рифтовой системы Великих африканских озер. Впоследствии поисковые работы концентрировались в районе восточной оконечности континента (регион Огаден). Перемещение фронта ГРР в 1970-е гг. южнее в район оз. Альберта

и на мелководный шельф Танзании привело к открытию морского газового месторождения Сонго-Сонго (Танзания) и небольших месторождений газа в пределах Уганды и на суше Танзании. Южнее в пределах Мозамбика выявлены три месторождения газа (Панде, Темане и Бузи). В конце прошлого столетия фронт ГРР переместился далее к югу на осадочные бассейны пассивной окраины Африканского континента, в том числе на глубоководный шельф Индийского океана (Мозамбикский пролив и др.).

В 2010 г. у берегов Танзании открыто глубоководное газовое месторождение Пвеза, в последующем - крупные месторождения газа на прилегающем шельфе Танзании (Тангаваси и др.) и Мозамбика (Мамба, Корал и др.). Кроме этого, получены коммерческие притоки газа и нефти на суше в пределах Кении (Туркана), Уганды (регион Альберта) и Сомали [2]. В пределах Восточно-Африканской внутриконтинен-тальной рифтовой системы (Танзания) выявлены значительные ресурсы гелия (1,53 млрд м3).

По данным АО «Зарубежгеология» (2015 г.), наиболее значимые запасы УВ находятся на территории (в акватории) Республики Мозамбик (табл. 1). Имеющиеся данные указывают на сравнительно высокую разведан-ность УВ-потенциала Уганды и Мозамбика (60-90 %). Это обусловлено высокой геолого-геофизической изученностью перспективных территорий Уганды и значительными запасами газа в северной акватории Мозамбикского пролива, выявленными компаниями ENI, Anadarko и Statoil. Кроме указанных в таблице периоке-анических и внутриконтинентальных регионов значительным потенциалом с точки зрения поиска УВ обладает внутриокеанический район Сейшельских островов, относимый к геополитическому пространству Восточной Африки (рис. 1).

Таблица 1

Восточная Африка. Сопоставление оценок запасов и ресурсов УВ-сырья, млн т н.э.

(по данным АО «Зарубежгеология, 2015 г.)

Страна Запасы Ресу] эсы

нефть газ нефть газ

Уганда 338 14 - 162

Мозамбик - 2830 - 300

Танзания - 34 - 120

Мадагаскар - 7 - 220

Сомали - 6 - 300

Руанда - - - 20

В тектонодинамическом плане осадочные бассейны Восточной Африки связаны с расколом Гондванского суперконтинента в позднем палеозое - раннем мезозое. Обособляется три основных этапа развития седиментационных бассейнов рассматриваемого региона [3]:

• дорифтовый (палеозой, триас);

• рифтогенный (юра);

• дивергентный (пассивно-окраинный, мезокайнозой).

Палеозойский этап связан с камен-ноугольно-триасовой преимущественно тер-ригенной (глины, песчаники, конгломераты) седиментацией. Структура седиментации характеризуется преобладанием гравитационной слоистости.

Юрское время характеризуется усилением тектогенеза, обусловленного внутрикон-тинентальным рифтогенезом и последующим океаногенезом, и связанным с ними формированием грабеновой и полуграбеновой структур депоцентров седиментации, проявлениями тектоно-магматических процессов. В это время помимо терригенной седиментации происходило накопление мощных толщ карбонатных и галогенных образований (периокеанические бассейны Мозамбикского пролива и Морондава). Отмечается ослабление интрузивной активности в восточном направлении (рис. 2).

Послеюрский этап развития характеризуется преобладанием мелководноморских (прибрежных, авандельтовых) условий седиментации и формированием мощных карбонатных платформ преимущественно третичного возраста (в зоне бортовых уступов палеошельфа).

В среднемеловое время в рамках формирования единого Африканского континента произошла консолидация Северо-Мозамбикского, Танзанийско-Кенийского и Сомалийского геоблоков Восточной Африки. Таким образом, межблоковые рифты Микуме и Анза прекратили свое существование.

На границе мел - палеоген произошел раскол Индийского, Мадагаскарского и Сейшельского геоблоков по системам граничных тектонических нарушений Камбейского рифтогена. Вначале откололся Мадагаскарский блок, затем - Сейшельский, северная граница которого сформировалась в результате развития внутриконтинентального южно-азиатского рифтогена Нормада Сон [2].

В результате седиментогенеза в пределах седиментационных бассейнов Восточной

2° 4° 6° 8° 10° 12° 14° 16° 18° 20° 22° 24° 26° 28° 30° 32° 34°

28° 30° 32° 34° 36° 38° 40° 42° 44° 46° 48° 50° 52° 54° 56° 58° 60° 62° 64°

70° 72°

шк

т^1 г

Кения

I I Г Танзанийский бассейн

Пг7 I I

Сейшельские о-ва

I '-.I/,'.!.- I П^

Лесото

Сейшельский — бассейн

ИНДИИСКИИ ОКЕАН

о. Мадагаскар

Ш/Ш

Бассейн Морондава

600 КМ

К- I

— границы бассейна Мезокайнозойские резервуары: ■Ш Мозамбик ■Ш Мадагаскар

Танзания ■Ш Сейшельские рифты Месторождение:

• газовое

# нефтяное

Рис. 1. Восточно-Африканский шельф: нефтегазоносные и перспективные бассейны

(и8в8, 2012 г. и др.) [1, с. 1]

Африки сформировался мощный мезо-кайнозойский осадочный чехол мощностью 5000 м (Морондава - Мозамбик) и 4000 м (Сейшелы). Особенности тектогенеза и формирования осадочного разреза обусловили развитие четырех региональных УВ-систем (РУВС), различающихся структурой формирования и особенностями нефтегазоносности:

1) мезозойского бассейна Морондава;

2) Мозамбикского мезокайнозойского суббассейна (Ровума и др.);

3) Сейшельского мезокайнозойского суббассейна;

4) Танзанийского мезокайнозойского суббассейна (Руму и др.).

Каждая из выделенных УВ-систем является самостоятельным объектом оценки начальных суммарных ресурсов УВ.

Нефтегазоматеринские отложения в пределах Мозамбикского бассейна приурочены к образованиям юры, мела и палеогена, в пределах Танзанийского - к меловым, в пределах бассейна Морондава - к юрско-меловым и в пределах Сейшельского - к раннеюрским

и палеогеновым отложениям [1]. Содержание органического вещества в морских нефтега-зоматеринских отложениях нижней и средней юры достигает 12,0 %; в отложениях апта и сеноман-турона оно составляет 2,0-4,3 и 1,03,0 % соответственно. Отметим, что в нефте-газоматеринских отложениях перми-триаса содержание органики изменяется от 1,0 до 6,7 % (достигая в некоторых образцах 17,4 %) [2, 3].

В пределах нефтегазоносных бассейнов Восточной Африки развиты преимущественно структурные ловушки (в рифтогенном комплексе) и структурно-стратиграфические (в пострифтовом комплексе). Зоны аккумуляции УВ собственно Восточно-Африканских суббассейнов - Ровума, Руму и др. - и бассейна Морондава приурочены к блокам скольжения, глубоководным авандельтовым (турби-дитовым) песчаникам, в том числе русловым, эрозионным выступам бортовых (в том числе карбонатных) уступов современного шельфа и палеосклоновым (сигмоидным) клино-формам и др. Природные резервуары приурочены к песчаникам перми и мезокайнозоя

Тектонические событие

Вост. Африка

А

Сейшельский бассейн

Ш ш

....

шшшя

шшшш

шшш

mm

"iäi

Тектонические событие

Сейшелы

fr s CL

Ш

га ю

о п. IZ

I | глины рг17! известняк океаническаякора ♦ нефтегазоматеринскаятолща

|-1 песчаники гт~л соль гут] фундамент • нефтяноеместорождение

конгломераты I-1 глинистые I Ч1-, 1 I—;—I

■ зоны развития |-1 карбонатные [.-^'л! магматические я потенциальный уЧ. газ0вое месторождение

резервуаров!-1 глины Г.*- ■"-, II породы резервуарСейшел "

Рис. 2. Восточно-Африканский шельф: литолого-стратиграфическая и тектонодинамическая характеристики осадочных бассейнов (И8в8, 2012 г. и др.) [1, с. 4]

и позднеюрским карбонатным, в том числе рифогенным, образованиям. Основные флюи-доупоры связаны с мезозойскими и кайнозойскими преимущественно глинистыми толщам.

В пределах Сейшельского суббассейна возможные продуктивные резервуары приурочены к рифтогенным песчаникам перми - средней юры, среднеюрским карбонатам, турбидитовым песчаникам мела и третичным карбонатам. Флюидоупоры приурочены

к внутриформационным глинистым толщам (см. рис. 2).

В табл. 2 представлены результаты вероятностного моделирования оценки начальных суммарных ресурсов УВ, проведенного USGS (2013 г.). По данным USGS, прогнозируется открытие месторождений с запасами нефти до 160-170 млн т, газа - до 220225 млрд м3. Наиболее крупные месторождения уже выявлены компанией ENI в север-

ной части мозамбикского шельфа. Запасы газа крупнейшего месторождения Мамба (суббассейн Ровума, отложения олигоцена) оцениваются в 850 млрд м3 и более. Согласно данным USGS, неоткрытые ресурсы нефти, газа и конденсата Восточной Африки (с квантилем распределения вероятности 5 %, соответствующего оценке начальных суммарных ресурсов) составляют 7,5; 20,3 и 3,6 млрд т н.э. соответственно. Большая часть этих ресурсов приурочена к суббассейнам мозамбикского шельфа и слабоизученному бассейну Морондава (рис. 3).

Отметим сопоставимость ресурсного потенциала УВ-бассейнов Морондава (Мадагаскар) и Мозамбикского пролива. Однако если последние в значительной мере разведаны (субба-сейны Ровума, Руму), то перспективность бассейна Морондава подтверждается лишь наличием месторождений нефти, в том числе тяжелой на суше (Бемоланга и др.). В целом ресурсы нефти значительно меньше ресурсов газа (рис. 4), что указывает на большую экономическую значимость и первоочередность освоения газовых скоплений Восточно-Африканского региона [4].

По данным М. Хафнера и С. Таглипперта (2016 г.), суммарные запасы газа промышленных категорий в Восточной Африке превышают 4,6 трлн м3 (табл. 3). В перспективе запасы газа Мозамбика могут быть увеличены до 6,0-7,0 трлн м3 (при их разведанности до 80 % и более).

Оценки ресурсного потенциала рассматриваемых акваторий не совпадают. Это связано с проблемами достоверности геолого-ресурсной информации. Компании-операторы в ряде случаев приводят спекулятивные данные для обеспечения своих инвестиционных программ (привлечения кредитов) или объяснения причин ухода из данного региона. Тем не менее приведенные в табл. 1-3 данные о запасах и ресурсах УВ указывают на наличие в пределах Восточной Африки мощного ресурсно-добычного потенциала.

Имеющиеся запасы газа позволяют добывать ежегодно до 100-120 млрд м3 газа, из которых до 80 % будет приходиться на Мозамбик. По данным Wood Mackenzie (2016 г.) [2], эта страна планирует к 2030 г. ежегодно добывать до 60 млрд м3 газа, большую часть которого планируется экспортировать (табл. 4). В настоящее время трубопроводный экспорт

а ц

ба аТ

-

fS

о гч

СЛ

и

СЛ р

щ

и

s &

■&

<

m

г

е -

g ®

M ^ £ -

£ i

^ (и

fr a

о щ

К я

о. н

и Э

3 в

« £

5 5

о

-.J

ч й

h

" S

s s.

s <u

и Й

w I

T ,

S №

я .

И S

eu a.

h -

Л I H

2 &

и to

Щ

s

«

и

S

щ

Я

О

л &

£ о

Щ рр

s

U ft

Рч

« К -

S

см

СМ

СМ

U

к -

<N

СМ

СМ

СМ

s

СМ

СМ

vo о

о

сл VO \D

VO VO

<N

\D

<N

К"

<N

К"

<N

vo

vo

О

к

vo

\D

СЛ <N

<N

a\

\D

<N

<N

vo

vo

vo

<N

<N

vo

OO OO

vo

vo

vo

OO OO

vo

«

H

H u PP

H u PP

H u PP

О PM

4

к о ft о

н S

cS И

I

о и

О

H

s &

■e <

«

о В т

о ■и О

СО

о =

о -

о £

Морондава Мозамбик Сейшелы Танзания

в

Рис. 3. Распределение неоткрытых ресурсов УВ по нефтегазоносным акваториям Восточной Африки, млрд т н.э.: : а - нефть; б - газ; в - конденсат

3,6

| нефть | газ

конденсат

Рис. 4. Структура неоткрытых ресурсов УВ шельфа Восточной Африки, млрд т н.э.

газа из Мозамбика (месторождение Панде с запасами 46,3 млрд м3) в ЮАР составляет 3 млрд м3 в год.

Обособленность рассматриваемого региона от основных потребителей указывает на целесообразность создания комплексов для сжижения природного газа и строительства экспортных терминалов. Большая часть газа будет экспортироваться преимущественно на южно-и восточноазиатские газовые рынки Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), ограничивая операционное пространство российского газа.

Не исключено латиноамериканское направление экспорта [4], где конкурентом восточ-ноафриканского сжиженного природного газа (СПГ) будет американский газ. Возможно также увеличение поставок сетевого газа в ЮАР. Несмотря на небольшие запасы газа, Танзания планирует пустить завод сжижения природного газа в 2018 г. (BG Group).

Таким образом, экспорт газа из Мозамбика и других стран Восточной Африки имеет несколько альтернативных вариантов, что будет определять преимущественно спотовый (краткосрочный) характер поставок газа в другие регионы.

Компании Anadarko Petroleum Corporation и ENI планируют начать производство мо-замбикского СПГ в 2018-2019 гг. и 2020 г. соответственно. Сопоставление планируемых объемов получения СПГ представлено в табл. 5. ENI планирует привлечь к проекту компанию Petrochina. Проект ENI очень амбициозный, завод в перспективе станет вторым в мире по производству СПГ, а Мозамбик

Таблица 3

Сопоставление газовых открытий Мозамбика и Танзании (USGS, 2016)

Страна Лицензионный блок Оператор Запасы, млрд м3

Мозамбик Ареал 1 Anadarko Petroleum Corporation 1400-2000

Ареал 4 ENI 2000

Танзания Блоки 1, 3, 4 BG Group - Ophir Energy 378

Блок 2 Statoil - ExxonMobil 252

Таблица 4

Республика Мозамбик: динамика добычи и экспорта газа, млрд м3

Показатель 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г 2020 г. 2025 г. 2030 г.

Добыча 0 2 3 3 4 30 60

Спрос 0 0 0 0 1 4 9

Экспорт 0 2 3 3 3 26 51

Таблица 5

Характеристика СПГ-проектов Восточной Африки

Страна Проект Начало производства СПГ Мощность, млн т/год Оператор

Мозамбик «Мозамбик Т1» 2018 г. 5,0 Anadarko Petroleum Corporation

«Мозамбик ТП» 2019 г. 5,0

«Мамба» 2020 г. 10,0 ENI, Anadarko Petroleum Corporation

Танзания LNG TI 2018 г. 5,0 NNPC

может превратиться в крупнейшего экспортера УВ в Восточном полушарии (на уровне Катара и Австралии).

Планируемые капитальные затраты на строительство комплексов сжижения природного газа в Восточной Африке сравнительно невелики - 150-200 млн долл. на 1 млн т / год. Это повышает конкурентность восточноафриканско-го газа по сравнению с катарским, российским и большинством австралийских проектов сжижения природного газа.

Таким образом, в ближайшие два-три года клуб стран-экспортеров СПГ расширится за счет Мозамбика и Танзании, а в перспективе в него войдут Сейшелы и Мадагаскар. Суммарный экспортный потенциал этих стран может превысить производство СПГ Австралии. Отметим, что реализация инвестиционных программ СПГ-проектов в Мозамбике и Танзании характеризуется меньшими ресурсно-политическими рисками, чем в Уганде, Кении и на Мадагаскаре. Наибольшими рисками характеризуются пограничные районы с Сомали, Южным Суданом и Руандой (Control Risks, 2013 г.) [4].

Ресурсно-добычной потенциал Восточной Африки может резко возрасти за счет освоения ресурсов газа Мадагаскара (бассейн Морон-дава) и Сейшельского архипелага. В пределах этих регионов возможный прирост запасов УВ оценивается в 2,0 трлн м3 газа и 1,0 млрд т жидких УВ. Это увеличит ресурсно-добычной потенциал Восточно-Африканского региона.

Появление нового регионального центра газодобычи, экспорт СПГ которого будет преимущественно связан с рынком АТР, усложнит реализацию российского газа в странах региона и, возможно, ограничит инвестиционную привлекательность австралийских проектов. Выгодное географическое положение Восточно-Африканского регионального центра газодобычи позволяет экспортировать СПГ на рынки Западного полушария, в том числе в страны ЕС и Восточного полушария в страны АТР. Представленная информация указывает на возможность формирования ресурсно-добычного потенциала мирового масштаба в пределах Восточно-Африканского шельфа, геолого-экономическая значимость которого определяет его высокую инвестиционную привлекательность для крупных нефтегазовых компаний.

Список литературы

1. Assessment of undiscovered oil and gas resources of four East Africa geologic provinces: World Petroleum Resources Project. Fact Sheet 2012-3039 / U.S. Department of the Interior, U.S. Geological Survey. - April, 2012.

2. Auge B. Oil and gas in Easter Africa: current developments and future perspective / B. Auge. -IFRI, 2015. - P. 26. - (Note de l'Ifri).

3. Rayes F.G. Hydrocarbon potential of East Africa continental margin / F.G. Rayes, S.R. Toit // Offshore: digital magazine. - 1999. - № 1. -

P. 7-13.

4. A new frontier: oil and gas in East Africa. -London: Control Risks, 2013. - P. 15.

East-African continental shelf. Estimation of its resource-and-production potential together with geological-and-political importance

Yu.B. Silantyev1*, Ye.D. Kovaleva1, A.A. Penzin1

1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: Y_Silantiev@vniigaz.gazprom.ru

Abstract. Last decade a new East-African oil-gas-bearing province has been discovered offshore Mozambique, Tanzania and Madagascar republics. It also includes waters of Seychelles. According to U.S. Geological Survey, in particular, oil-gas potential of this province runs up to 2T010 t of equivalent fuel, and more than 60% among them relate to gas.

Generation of the oil-gas-bearing basins of the named province is caused by splitting of ancient Gondwanaland. The hydrocarbon systems are dated to the post-plume formations of divergent margins. East-African hydrocarbon systems, including those of Madagascar and Seychelles, are isolated as they are connected correspondingly to the intercontinental rifting of Gondwanaland and South-Asian (Indian) geoblock.

Tectonic-and-sedimentation analysis enabled to choose 4 regional hydrocarbon systems which differ in generation and structural features and are characterized by presence of huge oil-gas-source beds, regional fluid traps, reservoir strata, as well as the systems of structural and tectonic-stratigraphic traps inhere in classic passive outskirts.

Presented estimation of hydrocarbon resources shows that the most part of resources associates with the shelf of Mozambique, where unique Mamba field is found. Existence of big fields enlarges natural area of oil and gas distribution in the Indian Ocean, and demonstrates possibility of new geological discoveries.

Nowadays, gas agglomerations at Mozambique and Tanzania shelf are thought to be the resource provision for large-scale investments into plants for natural gas liquefaction, which export is directed to markets of Asian-Pacific region. Implementation of such projects predetermines geological and political importance of Eastern Africa, which resource potential could support construction of big gas production centers at this territory.

Keywords: East-African oil-gas-bearing province, continental shelf of Mozambique and Tanzania, resource potential, regional hydrocarbon systems, production and export of liquefied natural gas.

References

1. U.S. DEPARTMENT OF THE INTERIOR, U.S. GEOLOGICAL SURVEY. Assessment of undiscovered oil and gas resources of four East Africa geologic provinces: World Petroleum Resources Project. Fact Sheet 2012-3039, April, 2012.

2. AUGE, B. Oil and gas in Easter Africa: current developments and future perspective. Note de l'Ifri, March 2015, p. 26.

3. RAYES, F.G. and S.R. TOIT. Hydrocarbon potential of East Africa continental margin. Offshore [online]. 1999, no. 1, pp. 7-13 [viewed on 3 August, 2017]. Available from: http://www.offshore-mag.com/articles/print/ volume-59/issue-2/news/general-interest/hydrocarbon-potential-of-the-east-africa-continental-margin.html

4. A new frontier: oil and gas in East Africa. London: Control Risks, 2013, p. 15.