В.П. Дробаденко
д-р техн. наук
РГГРУ
профессор
А.Г. Милютин
д-р геол.-мин. наук
МГОУ
профессор
И.С. Калинин
канд. техн. наук
РГГРУ
Р.А. Ганджумян
канд. техн. наук
РГГРУ
О.А. Луконина
канд. техн. наук
РГГРУ
А.Л. Вильмис
канд. техн. наук
РГГРУ
Особенности освоения месторождений сланцевого газа
В настоящее время проблема добычи сланцевого (нетрадиционного) газа широко обсуждается в средствах массовой информации, научной печати, а также в политических кругах. Многие страны, в наибольшей степени зависящие от импорта природного (традиционного) газа, рассматривают освоение альтернативных месторождений как реальную возможность снизить объем поставок и в перспективе получить энергонезависимость за счет собственных ресурсов.
Залежи сланцевого газа встречаются на всех континентах. Однако единая оценка мировых запасов сильно варьируется в зависимости от источников информации, что в основном связано с начальными стадиями геологоразведочных работ на сланцевый газ. Согласно данным Института экономики и организации промышленного производства СО РАН (2011) и US Energy Information Administration (2011), потенциально возможные ресурсы сланцевого газа планеты оцениваются примерно в 200 трлн м3 [8].
По информации международного энергетического агентства (World Energy Outlook, 2009) мировые ресурсы сланцевого газа оцениваются в 456 трлн м3, что почти в 2,5 раза превышает запасы традиционных газовых месторождений, которые на сегодняшний день составляют 185 трлн м3. География распространения ресурсов весьма неоднородна. На территории Северной Америки сосредоточено около четверти ресурсов – 24%, в странах Северо-Восточной Азии – 22%, Ближнего востока и Северной Африки – 16%, Азиатско-Тихоокеанского региона – 14%, Латинской Америки – 13%, в странах бывшего СССР – 4% и в Западной Европе – 3%. На страны бывшего СССР приходится 18 трлн м3 сланцевого газа [5].
В 2011 г. Американский институт ARJ дал свою оценку ресурсов сланцевого газа в Европе, разделив их на геологические и извлекаемые. Эти расчеты легли в основу доклада Управления Энергетической информацией Министерства энергетики США (табл. 1) [2].
Таблица 1. Распределение ресурсов сланцевого газа по странам Европы, млрд м3
Страны Европы Доказанные запасы традиционного газа Геологические ресурсы сланцевого газа Извлекаемые ресурсы сланцевого газа
Польша 164,3 22 440 5 300
Франция 5,7 20 400 5 100
Норвегия 2039,7 9 430 2 350
Украина 1104,8 5 580 1 190
Швеция 0 4 650 1 160
Дания 59,5 2 610 650
Великобритания 255,0 2 750 570
Нидерланды 138,8 1 870 480
Германия 175,6 930 230
Литва 0 480 110
Итого: 3943,4 71 140 17 140
Сегодня ведущая роль в добыче сланцевого газа принадлежит США, где разрабатываются 7 газосланцевых полей, а в Канаде – 2. В США за последнее десятилетие объем добычи вырос в 8 раз: с 8,3 млрд м3 в 1998 г. до 67,2 млрд м3 в 2009 г. (11,3% от общей добычи газа), а в Канаде добыча сланцевого газа составила 5 млрд м3 (2,6% от национальной добычи газа)[4, 6]. В 2009 г. США стали лидером по объему газодобычи, в том числе благодаря сланцевому газу, рост добычи которого прогнозируется до 168 млрд м3 в 2015 г. и 230 млрд м3 в 2030 г. [8].
Геологические условия
Под «сланцевым газом» в США понимают запасы метана, сосредоточенные в аргиллитах, алевритах и собственно в сланцах. Это осадочные породы, содержащие в различных соотношениях глинистые, карбонатные и кремнистые частицы.
Пласты часто не имеют привычных для нефтяников покрышек, а иногда сами являются покрышками, поскольку обладают малой проницаемостью для расположенных ниже нефтяных и газовых залежей. Газовые сланцы одновременно являются материнскими породами и коллекторами. В естественных условиях массообмен в этих пластах ограничивается диффузией, тем не менее, более плотные пласты обладают некоторой трещинноватостью, а также в них имеются пустоты, образовавшиеся в результате послойного отложения и последующего разложения органического вещества, которое и продуцирует сланцевый газ [7].
Контуры месторождения сланцевого газа ограничиваются следующими параметрами:
• содержание глин в газоносных сланцах не должно превышать 50%, иначе сланец будет подвержен пластическим деформациям, а значит, не сможет образовывать трещин;
• количество органического вещества должно превышать 1% для генерирования промышленных газовых скоплений;
• пористость должна составлять не менее 3% для того, чтобы сланец содержал достаточный для разработки объем газа.
Например, в США наиболее изученным является газосланцевое поле Барнетт, в котором содержание глинистых минералов в сланцах составляет 20–30%, органического вещества – 1–6%, а пористость изменяется от 0,5 до 6,0%. В настоящее время в США оконтурено 37 газосланцевых полей, суммарной площадью 1 млн км2. Эти поля выделяются главным образом в пределах осадочных бассейнов как платформенного, так и внутрискладчатого типов. По геологическому возрасту большая часть полей содержит газоносные сланцы девона, карбона, поздней юры и позднего мела [4].
Глубина залегания наиболее перспективных сланцевых комплексов в бассейнах США варьируется в диапазоне 1500–4600 м [3]. Так, на одном из наиболее крупных газосланцевых полей Марцеллус, площадью 246 тыс. км2, разрабатываемые пласты залегают на глубине 1220–2559 м, а их эффективная мощность изменяется от 15 до 60 м. Глубина залегания наиболее малого поля Хейнесвил площадью 23,3 тыс. км2 достигает 3200–4100 м, а эффективная мощность продуктивной толщи меняется от 15–30 до 30–183 м [4].
Месторождения сланцевого газа занимают большие площади, но отличаются высокой рассеянностью и крайне низкой проницаемостью, которая фактически в тысячи раз меньше, чем у традиционных газовых залежей. Кроме того, сланцевый газ часто сверху не только не ограничивается покрышками, но также и не подстилается водой [8].
На территории России целенаправленные геологоразведочные работы на сланцевый газ не проводились. Была выполнена количественная оценка прогнозных ресурсов сланцевого газа в широком возрастном диапазоне от рифея до неогена включительно в отложениях регионов Русской Плиты и Предкавказья, Западной и Восточной Сибири, Сахалина и Камчатки, которые в целом составляют 9,5 трлн м3 [5]. В то же время по различным оценкам ресурсы сланцевого газа в России варьируются от 20 до 100 трлн м3 [8].
Производственные особенности
Технология добычи сланцевого газа обеспечивается бурением горизонтальных скважин и проведением многоступенчатого гидравлического разрыва пласта (ГРП). Обычно бурят 6–8 горизонтальных скважин на квадратную милю (2,3–3,1 скв./км2). Протяженность горизонтального участка ствола по продуктивному пласту изменяется от 600–1800 до 1800–2100 м – в газосланцевом поле Вудфорд в США.
Для гидроразрыва сланцевого пласта используется вода, содержащая песок или проппант в качестве расклинивающего материала, и до 2% химических реагентов для улучшения свойств смеси. Для проведения одного ГРП требуется около 4000 т воды и 200 т песка [6].
Начальные дебиты скважин составляют 40–230 тыс. м3/сут., иногда достигая 500–560 тыс. м3/сут., и характеризуются резким снижением в 3–4 раза и более уже в течение первого года работы скважин с более медленным падением в последующие годы. Поэтому в среднем в течение года на каждой скважине проводятся три операции гидроразрыва пласта. Жизненный цикл скважины ограничен 8–12 годами, а совокупная добыча газа колеблется от 28–85 до 100–140 млн м3 на скважину [3]. Для сравнения, средняя продолжительность работы скважины на месторождениях традиционного газа составляет 25–30 лет и более.
Быстрое «истощение» сланцевой скважины требует бурения большого количества скважин со значительной протяженностью горизонтального ствола, разбуривания площади месторождения по плотной сетке, а также частого проведения многоступенчатых ГРП. В связи с этим требуется большой объем воды для закачивания в пласт, что может являться большой проблемой в странах с дефицитом водных ресурсов.
В целом технология добычи сланцевого газа трудоемкая, а коэффициент извлечения газа составляет около20%, в то время как при добыче природного газа он равен 60–80% и более.
Следует также подчеркнуть, что для освоения месторождения сланцевого газа требуется использование большого количества буровых установок, специального оборудования и инструмента, а также выполнения сложных технологий проходки наклонно направленных скважин с горизонтальными участками ствола. В связи с этим встает вопрос обеспечения газодобывающих компаний квалифицированными кадрами для выполнения необходимых видов работ.
Экономическая эффективность
В США интенсивный рост добычи сланцевого газа в начале 2000-х гг. является следствием дефицита более выгодных запасов, предпринимательской активности, целенаправленных действий властей и высоких цен на традиционный газ. Значительные инвестиции в его добычу сделаны в условиях, когда коммерческие цены на газ находились на исторических максимумах, превышая в среднегодовом исчислении 400 $/тыс. м3 [8].
Активному развитию добычи сланцевого газа способствовал ряд следующих благоприятных факторов:
– возможность дешевой аренды больших земельных территорий;
– накопление значительного опыта местными компаниями в области бурения горизонтальных скважин и проведения гидроразрывов пласта;
– хорошее развитие местной транспортной инфраструктуры для доставки оборудования и материалов к местам строительства скважин;
– наличие разветвленной системы магистральных газопроводов и распределительных систем, что обеспечивает простоту доставки добытого газа до потребителя;
– удобное географическое расположение крупных месторождений сланцевого газа – в местах добычи традиционного газа или на незначительном удалении от районов, где сосредоточены основные потребители;
– наличие значительных водных ресурсов, которые используются в процессе бурения и гидроразрыва пласта, а также возможность их утилизации;
– государственная и региональная поддержка добычи сланцевого газа;
– хорошая геологическая изученность страны в целом;
– менее жесткие экологические ограничения по сравнению с Европой [9].
Расходы на бурение скважин зависят от глубины залегания продуктивного пласта, характеристики месторождения, протяженности горизонтального ствола скважины, затрат на гидроразрыв и изменяются от $3 млн до $10 млн. Например, затраты на строительство и освоение одной скважины глубиной от 450 до 2000 м на месторождении Барнетт составляют $3–5 млн, на месторождении Вудфорд стоимость составляет $7–8 млн для скважин глубиной 1835–3350 м при протяженности горизонтального участка 1800–2100 м, на месторождении Хейнесвил – $10 млн для скважин глубиной 3200–4100 м. Структура затрат следующая: буровая установка 20–25%, насосы высокого давления для гидроразрыва пласта и интенсификации притока 30–40%, трубная продукция 10–15% [4, 6].
Себестоимость добычи сланцевого газа зависит от горно-геологических условий конкретного газосланцевого поля и оценивается разными экспертами от 80–150 до 320–350 $/тыс. м3 в то же время себестоимость традиционного природного газа в зависимости от региона изменяется от 3 до 50 $/тыс. м3. Например, на месторождениях Ямало-Ненецкого округа она составляет около 20 $/тыс. м3 [5, 7].
В целом при операционных затратах на добычу сланцевого газа 80–150 $/тыс. м3 и амортизации 100–200 $/тыс. м3 полномасштабная реализация проектов освоения месторождений сланцевого газа может быть обеспечена только при уровне цен реализации потребителю не менее 350–500 $/тыс. м3 [8].
Россия обладает одними из самых значительных в мире объемами разведанных запасов традиционного газа (около 47 трлн м3 или 24% мировых доказанных запасов), а суммарные ресурсы, включая шельфовые акватории, оцениваются примерно в 230 трлн м3, и также занимают первое место в мировом газовом балансе. Наша страна занимает первое место в мире и по объемам экспорта газа – около 160 млрд м3. Приведенные цифры характеризуют традиционную ресурсную базу газодобычи [3]. Из этого следует, что при достаточно высокой себестоимости сланцевого газа и имеющихся значительных ресурсах природного газа, добыча сланцевого газа в нашей стране не рентабельна. Возможно использование сланцевого газа лишь для местного потребления на ограниченных труднодоступных территориях, удаленных от газотранспортных систем, где его разведка и добыча будут более выгодными, чем строительство новых газопроводов [5, 4 и Аргументы и факты. 2013. № 19].
Литература
1. Адушкин В., Турунтаев С. Месть недр // Нефть России. 2006. № 6. С. 90–93.
2. Гафаров Н.А, Глаголев А.И. Нетрадиционные газовые ресурсы Западной Европы: оценки потенциала и геологоразведка // Газовая промышленность. 2012. № 676. С. 23–31.
3. Григорьев Г.А., Афанасьева Т.А. Перспективы промышленного освоения нетрадиционных ресурсов газа в России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7. № 2. С.1–21.
4. Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. Сланцевый газ – новый вектор мирового рынка углеводородного сырья // Газовая промышленность. 2010. № 8. С. 44–47.
5. Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводородов России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2011. № 3. С. 16–21.
6. Йост Ч. Сланцевая революция, или быть или не быть сжиженному газу на рынке США // Oil&Gas Journal Russia. 2010. № 7–8. С. 22–27.
7. Коржубаев А., Хуршудов А. Эхо сланцевой революции // Нефть России. 2010. № 9. С. 66–69.
8. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В., Филимонова И.В. Ресурсы и реальный прогноз добычи сланцевого газа в мире // Экологический вестник России. 2012. № 1. С. 16–26.
9. Полоус К.Ю. Оценка влияния добычи сланцевого газа на перспективы развития газовой промышленности России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2010. № 8. С. 25–28.
10. Fanchi J.R..,Fanchi C.J. Сланцевый газ: мнение населения об операциях в городских региона // Нефтегазовые технологии. 2012. № 5. С. 16–21.
11. Шелдон Д, Минаева Т. Сланцевый газ Великобритании. Опасная ли его добыча? // Oil&Gas Journal Russia. 2012. № 10. С. 34–38.
12. Милютин А.Г., Андросова Н.К., Калинин И.С., Порцевский А.К. Экология. Основы экологии: учебник для бакалавров / Под ред. А.Г. Милютина. М. 2013. 542 с.
Источник: "Недропользование - ХХ1 век",№4/13.
Голосование