Россия является мировым лидером по добыче жидких углеводородов. Однако основные месторождения нефти и газа на настоящий момент разрабатываются в течение длительного времени и многие из них с уверенностью можно отнести к категории зрелых месторождений “Brown Field”, а новые находятся в труднодоступных регионах Восточной Сибири, Дальнего Востока и Арктической шельфовой зоны, что обуславливает высокую стоимость их разработки в силу колоссальных инфраструктурных затрат. Может ли стать освоение месторождений нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья решением проблемы ожидаемого ослабления потенциала ТЭК?
Россия является одним из мировых лидеров по подтвержденным запасам жидких углеводородов и угля, согласно ежегодному статистическому отчету BP Statistical Review of World Energy, June 2012, запасы жидких углеводородов и угля в России составляют более 162 миллиардов тонн нефтяного эквивалента (15,8% общемировых запасов), что ставит её на второе место в мире после США. Россия лидирует по запасам природного газа (44,6 трлн. куб. метров), при этом по добыче газа занимает вторую позицию после США. По запасам нефти Россия (12,1 млрд. тонн) находится на восьмом месте после Венесуэлы, Саудовской Аравии, Канады, Ирана, Ирака, Кувейта и ОАЭ, при этом по годовому уровню добычи нефти (511,4 млн. тонн) мы уступаем только Саудовской Аравии.
Такое соотношение запасов и добычи нефти вызывает определенную озабоченность в экспертном сообществе: занимая лишь восьмую позицию в мире по запасам, Россия последние 7 лет поддерживает добычу на уровне 500 млн. тонн в год, что объяснимо высокой долей доходов от продажи нефти в бюджете страны, но весьма проблематично с точки зрения возможностей поддержания столь высокого уровня добычи в последующем. По совокупной добыче жидких углеводородов и угля Россия с показателем 1215 миллионов тонн нефтяного эквивалента занимает третье место в мире после Китая (2252 миллиона тонн нефтяного эквивалента) и США (1502 миллиона тонн нефтяного эквивалента). При таких позициях на мировом энергетическом рынке, на сегодняшний момент освоение нетрадиционных источников углеводородного сырья вроде бы как не видится необходимым, однако при существующем уровне добычи все запасы могут быть извлечены в ближайшее столетие.
Можно предположить, что в стратегическом плане у России есть три альтернативы (в настоящей статье не рассматривается энергетика вообще и альтернативная энергетика в частности):
Заниматься геологоразведочными работами на нефть и газ в необжитых регионах для чего потребуются колоссальные затраты на создание инфраструктуры (железных и автомобильных дорог, морских и речных портов, аэропортов, линий электропередач, жилых и промышленных районов, подготовка кадров и т.д.), но при этом обеспечивать восполнение минерально-сырьевой базы (МСБ) за счет “традиционных” запасов и ресурсов углеводородов
Обеспечить восполнение МСБ за счет вовлечения в разработку “нетрадиционных” ресурсов углеводородного сырья в районах с уже обустроенной инфраструктурой (Западная Сибирь – нефть баженовской свиты, Кузбасс – метан угольных пластов, Татария – битуминозная нефть и т.д.).
Скорее всего, третий вариант как раз и будет реализовываться на практике, так как строительство инфраструктурных объектов в необжитых районах страны является стратегической задачей на длительную перспективу, но надо понимать, что это потребует времени и огромных затрат. Поэтому, восполнение МСБ можно пока обеспечивать за счет нетрадиционных источников УВС в обустроенных регионах, а полномасштабную геологоразведку на нефть и газ в новых регионах начинать активно проводить по мере обустройства там необходимой инфраструктуры.
В этой связи сегодня крайне актуально оценить ресурсную базу “нетрадиционных” углеводородов в России.
Что же такое, нетрадиционные ресурсы углеводородного сырья? Само понятие «нетрадиционные ресурсы» совершенно условно - они считаются таковыми потому, что до сих пор промышленная разработка этих ресурсов не производилась из-за отсутствия технологий или по причине высокой себестоимости добываемого сырья. Однако, в связи с долгосрочной, практически неизменной (за исключением кризисных периодов в мировой экономике) тенденцией повышения цен на энергию и постоянным совершенствованием технологий добычи, все большее внимание уделяется ресурсам, добыча которых еще пару десятилетий назад считалась невозможной.
Распространение зоны возможного гидратообразования на территории России и в прилегающих шельфовых зонах
1 – вода,
2 – суша,
3 – зоны возможного газогидратообразования,
4 – изолинии глубины залегания подошвы зон возможного газогидратообразования
*Газпром ВНИИГАЗ
К ресурсам нетрадиционного газа эксперты относят газовые гидраты, газ глубоких горизонтов, низкопроницаемых коллекторов, сланцевый газ и газ угольных пластов. Фактически, нетрадиционный газ – это обычный метан, залегающий в нестандартных в геологическом смысле ловушках. Природный газ в земных недрах залегает либо в традиционных ловушках, разработка которых осуществляется традиционными методами, либо в «нетрадиционных» – низкопроницаемых коллекторах (НПК), сланцах и угольных пластах, а также в виде газовых гидратов для которых стандартные методы добычи неприменимы. Мировые ресурсы нетрадиционного газа на порядки превышают подтвержденные запасы традиционного газа. Остановимся подробнее на каждом из этих видов.
Значительную долю ресурсов нетрадиционного газа составляют газовые гидраты – твердые кристаллические вещества, по консистенции похожие на снег или рыхлый лед. Их кристаллическая решетка построена из молекул воды, во внутренних полостях которых размещаются молекулы метана: 1 кубический сантиметр газового гидрата может содержать до 160-180 см3 метана. Газовый гидрат устойчив только при низкой температуре и высоком давлении, что определяет зоны его скоплений: глубоководный шельф (при глубине свыше 400-500 метров) или зоны вечной мерзлоты. По оценкам экспертов, к настоящему времени выявлено более 220 крупных газогидратных месторождений, и если будут разработаны хотя бы 10% разведанных на этих месторождениях запасов газогидратов, мир будет обеспечен газом на 200 лет вперед.
По оценке специалистов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», площадь распространения возможного гидратообразования на территории России и в прилегающих шельфах Арктических морей составляет от 4 до 6 миллионов км2, при этом глубина залегания газогидратных отложений в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока достигает 2000 метров.
Одним из перспективных мест скопления газогидратов является также дно озера Байкал, под которым проходит граница расхождения Евразийской и Амурской тектонических плит, вследствие чего образуется канал миграции глубинных углеводородов на поверхность. Попадание метана в обводненные донные отложения при высоком давлении (глубина озера достигает 1400 метров) и низкой температуре вызывает образование залежей гидратов метана.
Одним из методов добычи метана из газовых гидратов является разгерметизация – размыв газогидратного слоя поверхностной теплой водой с последующим выделением и поднятием на поверхность метана. Метод разгерметизации в настоящее время признан, в частности, японскими специалистами наиболее эффективным. В феврале 2012 года в районе подводного желоба Нанкаи в Японском море в 70 км от полуострова Ацуми национальная компания Japan Oil, Gas & Metals National Corp (JOGMNC) начала бурение первой скважины с глубиной 300 метров (при глубине моря 1000 метров). Уже в марте 2013 года JOGMNC заявила о начале пробной эксплуатации подводного газогидратного месторождения и получении из него первого природного газа. В течение шестидневной (с 12 по 18 марта 2013 года) пробной добычи было извлечено 120 тысяч м3 природного газа. Полномасштабное промышленное освоение месторождения планируется начать в 2018-2019 году после усовершенствования необходимых технологий.
Уголь является для метана вмещающей породой: значительная часть метана сорбируется на поверхности частичек угля. Толща угольного пласта подвергнута своеобразным тектоническим деформациям - кливажам, т.е. способностью горной породы делиться по параллельным поверхностям трещин на тонкие пластинки с размерами от видимых трещин до невидимых нанотрещин, обширная сетка которых важна для добычи газа, потому что позволяет освобождаться сорбированному в угле газу и поступать к забою скважины. Тонна угля может содержать до 1300 м³ метана, при этом, средняя газообильность выработок составляет около 30–40 м3 метана на тонну добываемого угля. Добыча метана из угленосных толщ на глубине до 1200 метров производится по технологии откачки воды из угольного пласта: по мере снижения гидростатического давления метан отделяется от поверхности угля и поступает в скважину.
По оценке специалистов Газпрома, Россия является мировым лидером по запасам метана в угольных отложениях.
При общемировых ресурсах в 260 триллионов м3 на Россию приходится почти 84 триллиона м3 (32%). С учетом положительного опыта реализации программы добычи метана из угольных отложений, осуществляемых ОАО «ГАЗПРОМ» в Кузбассе с 2008 года, можно констатировать факт, что в настоящее время добыча метана из угленосных толщ в России все в большей мере становится «традиционной». По планам Газпрома, добыча метана из угольных пластов в Кузбассе к 2020 году должна достигнуть ежегодного уровня 4 млрд. куб. метров в год и к 2040 году накопленная добыча газа в регионе превзойдет уровень в 85 млрд. куб. метров, что в основном покроет энергетические потребности региона экологически чистым топливом. Этот положительный опыт показывает, что добыча метана из угленосных толщ в регионах, где нет системы магистрального транспорта газа, например, в Якутии, позволит решить такие региональные задачи, как перевод генерации электроэнергии и централизованного теплоснабжения с угля и мазута на газ, газоснабжение населения, экологические проблемы и другие.
Следующий вид нетрадиционного газа – «сланцевый газ», который также является обычным метаном, находящимся в сланцах, сформировавшихся в течение длительного геологического времени из донных отложений древних морей и океанов. Границы простирания сланцев колоссальны: они найдены на всех континентах. Все живые организмы, существовавшие в воде в течение более трех миллиардов лет, осаждались вместе с донными осадками, уплотнялись и по мере прогибания земной коры подвергались воздействию больших давлений и высоких температур, что привело к образованию керогена – прообраза нефти и газа.
Согласно исследованию Массачусетского технологического института (MIT), динамика добычи сланцевого газа стремительно растет: если в 2012 году в США было добыто 160-165 миллиардов м3 метана из сланцев, то к 2020 году добыча вырастет до уровня 260-270 миллиардов м3, а к 2030 году ожидается достижение показателей до 280-290 миллиардов м3 в год.
К 2020 г. добыча метана из сланцев в мире прогнозируется (MIT,Douglas Westwood) на уровне 325-335 млрд. куб. метров ~10% от нынешнего уровня мировой добычи газа. Так что метан, добываемый из сланцев, становится существенным фактором мировой добычи газа и энергопотребления, и не учитывать его в рыночных прогнозах было бы неправильно.
Проницаемость газосодержащих сланцевых пластов очень низка, что делает разработку месторождения традиционными методами экономически бесполезной. Поэтому вместо многочисленных малорентабельных вертикальных скважин применяют горизонтальное бурение с последующими многостадийными гидравлическими разрывами пласта (ГРП). При ГРП в горизонтальную скважину под большим давлением закачивается смесь воды, песка и специальных химических реактивов, создающая систему трещин, по которым газ из сланцевой породы мигрирует к забою скважины. Недостатком такой добычи является то, что зона дренирования скважины определяется зоной искусственно созданных трещин в сланцевой породе, и как только газ собирается в этой зоне, требуется бурить следующую скважину, так как естественная фильтрация газа по натуральным сланцам практически невозможна. Растущая добыча газа из сланцев в США и применение более совершенных технологий многостадийного ГРП привели к значительному падению цен на сжиженный газ в регионах его добычи в США- согласно данным Waterborne Energy, Inc. в июне 2012 года они были в 3 раза ниже, чем цены на спотовом рынке в Европе, и почти в 5 раз ниже, чем на рынке Азиатско-Тихоокеанского региона. Количество потенциальных ресурсов нетрадиционных источников газа в России оценивается экспертами Газпром ВНИИГАЗ в 248 триллионов кубических м3, что в 5,5 раза превышает запасы традиционного газа.
*Газпром ВНИИГАЗ
Переходя от «нетрадиционного» газа к «нетрадиционной» нефти следует отметить, что согласно опубликованным исследованиям ВНИГРИ, качество запасов и ресурсов нефти в России снижается существенно - если текущая добыча на 45% обеспечивается добычей традиционной нефти, то к запасам мы можем отнести только 25-27%, а к ресурсам – не более 10% таковой. При этом существенно возрастает доля трудноизвлекаемых и битуминозных нефтей. Огромные поверхностные и приповерхностные залежи битуминозных песков образовывались в течение многих десятков и сотен миллионов лет. К настоящему времени в мире достаточно разведаны две крупные провинции битуминозной нефти – в битуминозных песках пояса реки Ориноко в Венесуэле и канадской провинции Альберта. Их оценочные совокупные запасы составляют 3,7 триллиона баррелей нефти, что почти в два раза больше мировых запасов традиционной нефти. Образование нефтеносных песчаников произошло в результате миграции на поверхность по тектоническим разломам углеводородов с последующим улетучиванием низко и средне молекулярных соединений под действием ветра и тепла солнечного излучения. На сегодняшний день существует два способа добычи нефти из данных образований: 20% добычи обеспечивают горные разработки поверхностных залежей, 80% – бурение скважин на глубину до 500-700 метров с последующей закачкой теплоносителя и растворителя.
Разработка битуминозных песков карьерным способом
При извлечении битуминозных песков открытым способом разрабатывается карьер с битумосодержащей породой, которая перевозится на горно-обогатительную фабрику, проходит стадии дробления, обогащения, отделения битума от песка и воды, высокотемпературной переработки с добавлением водорода, при которой высокомолекулярные углеводородные цепочки подвергаются расщеплению, и таким образом получается высококачественная синтетическая нефть.
Если месторождение битуминозного песка находится на глубине более 500 метров, то для добычи битума используется скважинный способ. Для этого с кустовой площадки бурятся до 10 пар горизонтальных скважин: одна скважина – нагнетательная, вторая – добывающая. В нагнетательную скважину под большим давлением закачивают перегретый пар с растворителем, происходит нагревание и разжижение битума, который становится текучей субстанцией и поступает по добывающей скважине на поверхность для дальнейшей переработки. В настоящий момент применяются также геофизические методы разогрева пласта, основанные на высокочастотных электромагнитных колебаниях (по принципу СВЧ-печи), создаваемых непосредственно под землей. По данным IHS Cambridge Energy Research Associates (IHS CERA), в 2009 году добыча синтетической нефти из битуминозных песков в провинции Альберта достигла уровня 65 миллионов тонн в год, что составило почти 40% годовой добычи нефти Канады.
Разработка битуминозных песков скважинным способом
Куст из 10 пар скважин, в каждой паре 1 горизонтальная эксплуатационная скважина и 1 горизонтальная нагнетательная скважина.
Глубина залегания – около 500 метров от уровня поверхности.
Отход горизонтальных стволов – 700 – 1000 метров от вертикали
В Российской Федерации крупные запасы битуминозных песков обнаружены в Волго-Уральском бассейне и Восточной Сибири, при этом масштабная разведка нетрадиционных нефтяных запасов не проводилась. По результатам аудита национальных ресурсов РФ основными мировыми аналитическими нефтяными агенствами — British Petroleum (BP) и Oil and Gas Journal (OGJ), объем российских запасов технически доступной нефти в битуминозных песках составляет 33,7 миллиарда баррелей. Кроме того, на территории России имеются месторождения битуминозного песка эквивалентного 212 миллиардам баррелей нефти, но эти запасы сегодня относят к технически недоступным. Общий объем битуминозных песков в России, по оценкам экспертов, составляет 245 миллиардов баррелей при подтвержденных запасах 88 миллиардов баррелей, что равно подтвержденным запасам (по данным BP) традиционной нефти в России.
Сланцевая нефть, так же как и газ, возникает в результате вызревания керогена, образовавшегося из органики сланцев. В ходе данного процесса, длящегося в течение десятков и сотен миллионов лет, происходит естественная миграция метана в верхнюю часть сланцевого слоя с последующим вытеснением образующейся нефти в нижнюю плоскость. Методика добычи сланцевой нефти сходна с технологией извлечения сланцевого газа и представляет собой горизонтальное бурение в сочетании с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. При этом, горизонтальную скважину располагают глубже – на уровне залегания более тяжелых конденсата и нефти. Как следует из прогноза экспертов Rystad Energy,EIA и Morgan Stanley Research, к 2016 году добыча нефти из сланцев в США достигнет 95-100 миллионов тонн в год, что составит 20% от ожидаемой добычи нефти в США.
У нас наибольший интерес экспертного сообщества вызывают проблемы добычи нефти из баженовского горизонта, открытого в 60-х годах в ходе широкомасштабных геологоразведочных работ в Западной Сибири. Геологические запасы нефти баженовской свиты оцениваются в пределах от 20 до 140 миллиардов тонн при разных оценках значений коэффициента открытой пористости и нефтесодержания пород баженовского горизонта. С учетом особенностей пород баженовской свиты, оптимальной методикой добычи нефти является технология бурения горизонтальных скважин с последующим многостадийным гидравлическим разрывом пласта. Подобная технология успешно и широко используется в США для добычи сланцевого газа и нефти из аналогичных баженовской свите пластов. Практически вся площадь простирания баженовского горизонта (более 1 млн. квадратных километров) находится в инфраструктурно обустроенном регионе Западной Сибири, что делает весьма привлекательной добычу нефти из баженовского горизонта в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Таким образом, даже учитывая то, что все приведенные выше оценки ресурсов “нетрадиционного” углеводородного сырья в России предварительны, нуждаются в серьезных доработках, что потребует проведения широкомасштабных и наукоемких исследований, все равно можно с уверенностью констатировать тот факт, что эти ресурсы по объемам сопоставимы, а в некоторых случаях и превышают доказанные запасы “традиционных” углеводородов. А так как огромная их часть сосредоточена в регионах с уже развитой инфраструктурой, то они могут рассматриваться, как альтернатива для восполнения МСБ России. Причем, как показывает мировой опыт, с появлением все более новых и совершенных технологий их добычи, себестоимость добычи “нетрадиционных” углеводородов становится сопоставимой с себестоимостью традиционного углеводородного сырья. Во всяком случае, если обратиться к нашей недавней практике инфраструктурной перестройки города Владивосток и строительства объектов к саммиту АТЭС 2012 на острове Русский, и оценкам экспертов рынка бурения и нефтесервисов России за 2012 год, то в обоих случаях было истрачено чуть более 20 миллиардов долларов США, что делает альтернативу разработки “нетрадиционных” углеводородов в обжитых регионах не такой уж фантастикой!
Статья «Нетрадиционные углеводородные ресурсы – альтернатива или миф?» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№9, 2013)
