Нетрадиционные источники углеводородов: сланцевый пузырь или сланцевая революция?
В последние несколько лет во всем мире постоянно растет внимание к проблеме освоения нетрадиционных ресурсов углеводородов. Высказываются диаметральные точки зрения: от эйфории по поводу «сланцевой революции» до крайне скептических мнений различных экспертов, характеризующих данное явление как «сланцевый пузырь». Чтобы для отдельно взятой компании возможная революция не стала пузырем, необходимо подготовиться и вооружиться – прежде всего, технологиями.
Нетрадиционные ресурсы – это ресурсы углеводородов, извлечение которых невозможно традиционными методами, то есть за счет бурения обычных скважин с применением стандартных методов интенсификации добычи. Связано это с проницаемостью вмещающих пород, которая прямо пропорциональна дебиту добывающей скважины. На стандартных месторождениях нефтяные компании, как правило, работают с проницаемостью не менее 1 мД. При проницаемости 1 мД дебит жидкости скважины, в зависимости от мощности пласта и способа эксплуатации, составляет от 5 до 50 м3 в сутки. Проницаемость нетрадиционных коллекторов может быть в 100-1000 раз меньше – соответственно, во столько же раз меньше будет и начальный дебит «стандартной» скважины.
Теория происхождения
Если придерживаться органической теории происхождения углеводородов, нефть и газ образуются из органических остатков, которые сохранились в осадочных породах и достигли определенной температуры и давления (зрелости) в процессе геологического развития. Наибольший объем органических веществ содержится в глинистых породах (сланцах), которые отлагались в условиях глубокого моря, где из-за низкого содержания кислорода обеспечивается сохранность органики. Такие породы еще называют нефтематеринскими. Достигнув определенного уровня зрелости, органическое вещество начинает преобразовываться в углеводороды, вначале преимущественно в нефть, потом в газоконденсаты и затем в газ. При этом образовавшиеся углеводороды имеют больший объем, чем исходное органическое вещество. Это приводит к избыточному давлению, за счет которого углеводороды создают в глинах микротрещины и просачиваются за пределы нефтематеринской породы.
Если сланцы залегают по соседству с хорошо проницаемыми породами (коллекторами), то углеводороды начинают заполнять их и двигаться к земной поверхности, образовывая при наличии ловушек и покрышек традиционные месторождения углеводородов. Если же проницаемость коллекторов очень низкая, то заполняющие их углеводороды не могут мигрировать на большие расстояния. В результате в плотных коллекторах, даже в отсутствие ловушек, образуются нетрадиционные залежи углеводородов. Такие залежи по западной терминологии называются Tight Oil и Tight Gas.
При этом значительная часть сгенерированных углеводородов остается в микропорах и микротрещинах нефтематеринских пород, которые обладают достаточно большой общей пористостью (10-30%). В ситуации, когда нефтематеринские породы не контактируют с коллекторами и ограничены непроницаемыми породами, сгенерированные углеводороды формируют зоны аномально высокого пластового давления, которое образует дополнительную трещинную емкость, поэтому объем углеводородов в нефтематеринской породе может превышать величину начальной общей пористости. Такие скопления в нефтематеринских породах называют залежами сланцевой нефти и сланцевого газа, или по западной терминологии Shale Oil и Shale Gas (Рис. 1).
Для оценки потенциального объема нетрадиционных углеводородов, который может содержаться в плотных коллекторах и богатых органикой глинистых породах, можно сравнить объем сгенерированных углеводородов и величину традиционных запасов в хорошо изученных нефтегазоносных бассейнах. Как правило, лишь 1-3% от всего сгенерированного объема углеводородов попадает в традиционные месторождения. Остальной объем мигрирует на поверхность, рассеивается на путях миграции и концентрируется в нефтематеринских породах и плотных коллекторах. Доля сгенерированного объема углеводородов, которая остается в плотных коллекторах, зависит от конкретных геологических условий рассматриваемого бассейна и может варьироваться в широких пределах, но также остается незначительной и составляет первые проценты. Что касается нефтематеринских пород, которые, в основном, представлены глинами с высокой пористостью (10-30%), то их поры полностью заполнены углеводородами, то есть содержат 10-30% от сгенерированного объема, или почти на порядок больше, чем во всех традиционных месторождениях вместе взятых.
Таким образом, теоретически в недрах могут находиться значительные ресурсы нетрадиционных углеводородов, на порядок превышающие традиционные ресурсы.
Возможность добычи
Эксперты, как правило, не оспаривают наличие значительных объемов нетрадиционных ресурсов в недрах, наибольшие споры и скептику вызывает возможность их добычи. Действительно, добыча из глин, обладающих хоть и большой общей, но почти нулевой эффективной пористостью и проницаемостью, несколько противоречит теории фильтрации. Наличие аномально высокого пластового давления и связанной с ним трещиноватости может позволить получить незначительный приток в вертикальной скважине, но он быстро затухнет за счет смыкания трещин из-за снижения пластового давления.
В США в течение многих лет пытались подобрать ключ к решению проблемы добычи нетрадиционных углеводородов из глинистых нефтематеринских пород. В результате целенаправленной работы в 1990-2000-ные годы была разработана технология, которая позволяла обеспечить окупаемость затрат. Суть ее заключается в создании искусственного коллектора, позволяющего дренировать значительный объем глинистых пород, путем бурения скважины с горизонтальным участком до 1-3 км и проведения в ней многостадийных гидроразрывов пласта (10-30 стадий). Чтобы трещины располагались перпендикулярно оси горизонтального участка скважины, ее направление выбирается перпендикулярно оси максимального напряжения в разбуриваемом массиве горных пород. Технология гидроразрыва отличается от стандартной, поскольку стоит задача не только создать основную трещину определенной длины и высоты, но и максимально нарушить целостность глинистых пород путем создания сети дополнительных мелких трещин. Это достигается за счет очень большого объема закачки жидкости гидроразрыва, объем которой может составлять 500-1000 м3 на стадию – на порядок больше, чем при стандартном ГРП. В результате создается сеть связанных каналов из основных трещин гидроразрыва, заполненных проппантом, и мелких оперяющих трещин, образованных в процессе закачки большого объема жидкости. Эта сеть позволяет дренировать значительный объем пласта, обеспечивая приемлемые начальные дебиты и накопленную добычу на скважину (Рис. 2).
Полученная технология привела к резкому росту объемов буровых работ на нетрадиционные залежи углеводородов и, соответственно, увеличению добычи сланцевого газа и сланцевой нефти в США. Так, добыча сланцевого газа выросла с 25 млрд м3 в 2005 году до 140 млрд м3 в 2010 году; в 2012 году она ожидается на уровне 200 млрд м3. Данные добычи сланцевой нефти также впечатляют: если в 2005 году она составляла 5 млн т в год, то в 2012 году уже ожидается на уровне 50 млн т. Таким образом, за последние семь лет уровень добычи углеводородов из нетрадиционных источников в США увеличился приблизительно в десять раз – и это действительно можно назвать революцией.
Успехи в добыче нетрадиционных углеводородов привели к значительному увеличению оценок их извлекаемых ресурсов. По сравнению с 2005 годом, извлекаемые ресурсы сланцевого газа в изученных бассейнах США выросли в восемь раз до 13,5 трлн м3, нефти – в десять раз, до 4,5 млрд т. Следует отметить, что оценки извлекаемых ресурсов выполнены достаточно консервативно, поскольку они сделаны через накопленную добычу по эталонным участкам, без учета возможности уплотнения сетки скважин и дальнейшего развития технологий по извлечению нетрадиционных углеводородов. Но даже такой консервативный подход к оценке ресурсов и, соответственно, прогнозных уровней добычи показывает, что потенциал нетрадиционных углеводородов позволит США до 2020 года стать экспортером природного газа, а также заметно сократить импорт нефти – с 450 до 350 млн т в год.
Потенциал развития в других странах
Успехи в освоении нетрадиционных ресурсов только на территории США не должны вводить в заблуждение, что в других странах мира этот потенциал отсутствует. Дело в том, что до сих работы по целенаправленному изучению залежей углеводородов в плотных коллекторах и нефтематеринских породах в других странах проводились в очень ограниченных объемах. Наличие нетрадиционных залежей углеводородов потенциально возможно во всех нефтегазоносных бассейнах мира, однако возможность их извлечения зависит от геологического строения каждого конкретного бассейна.
Первоочередными кандидатами для изучения являются объекты, где в процессе изучения традиционных нефтегазовых залежей или даже других полезных ископаемых были получены многочисленные проявления нефтегазоносности в низкопроницаемых (плотных) коллекторах и нефтематеринских породах. Примером залежей углеводородов в плотных коллекторах могут служить отложения среднего карбона в западной части Донецкого угольного бассейна на Украине. В процессе разведки угольных месторождений здесь были получены сотни примеров газового насыщения низкопористых песчаников, повышенные газопоказания при бурении и даже притоки газа в отдельных углеразведочных скважинах. Наличие таких залежей связано с историей геологического развития Донецкого угольного бассейна – он испытал значительное поднятие, поэтому песчаники, уплотненные на больших глубинах и заполненные газом за счет преобразования органического вещества, в настоящее время расположены на доступной для небольших углеразведочных скважин глубине. В настоящее время потенциал этого объекта не изучен и требует проведения геологоразведочных работ и исследований по подбору технологии извлечения углеводородов. При этом потенциал данной территории довольно велик, поскольку перспективная площадь превышает несколько тысяч квадратных километров.
Интересным примером залежей углеводородов в нефтематеринской породе являются отложения преимущественно глинистой Баженовской свиты в Западной Сибири, где существуют многочисленные примеры нефтепроявлений и газопроявлений в процессе бурения. Баженовская свита содержит большое количество органического вещества, степень ее зрелости благоприятна для генерации углеводородов. На лицензионных участках ТНК-ВР наиболее яркие нефтепроявления из Баженовской свиты были получены при разведке Каменной площади Красноленинского месторождения ОАО «ТНК-Нягань». Отложения Бажена здесь зажаты между непроницаемым фундаментом и мощной вышележащей непроницаемой глинистой толщей, что затрудняло миграцию углеводородов за пределы нефтематеринской породы. Вероятно, сформированное из-за затрудненной миграции аномально высокое пластовое давление и развитие вторичной трещиноватости позволило получать притоки нефти при испытании Баженовской свиты из обычных вертикальных скважин даже без проведения ГРП. Известны, по крайней мере, две скважины – №550Р и №4001Р, – которые более года вели добычу нефти из Баженовских отложений и добыли 8 тыс. т и 3 тыс. т нефти соответственно (Рис. 3). Если учесть, что Баженовские отложения в Западной Сибири занимают площадь несколько сотен тысяч квадратных километров, можно предположить наличие здесь гигантского потенциала сланцевых нефти и газа.
Таким образом, найденная в США эффективная технология извлечения нетрадиционных ресурсов углеводородов привела к существенному увеличению количества потенциальных объектов для поисковых работ в большинстве нефтегазоносных бассейнов мира. Но в полной мере воспользоваться возможностью вхождения в новые проекты смогут лишь те компании, которые обладают технологиями освоения нетрадиционных ресурсов.
Расширение международного бизнеса через новые технологии
В последние годы во всем мире наблюдается тенденция сокращения предложения поисковых объектов на традиционные углеводороды при достаточно высокой конкуренции на перспективных территориях с низким геологическим риском. В свою очередь, нетрадиционные объекты при значительном ресурсном потенциале имеют крайне высокий технологический риск, поэтому в ближайшей перспективе конкуренция за нетрадиционные ресурсы будет объективно ниже, а компании, обладающие собственными опробованными технологиями, будут иметь существенное преимущество.
Очевидно, чтобы получить конкурентное преимущество на международном рынке нетрадиционных ресурсов, необходимо обладать технологиями. Однако с неба они не падают, а добываются упорным целенаправленным трудом. Поэтому в случае включения нетрадиционных углеводородов в число стратегических интересов Компании необходимо будет привлечение финансовых и человеческих ресурсов для разработки и опробования новых технологий на наиболее перспективных участках. Участки для пилотных работ могут быть выбраны в пределах действующих лицензий, что существенно ускорит начало их выполнения. Отметим при этом, что действующая система налогообложения в России пока не позволяет рассчитывать на приемлемую рентабельность таких проектов. Но наиболее ценным результатом станет получение собственных технологий и связанных с ними конкурентных преимуществ на международном рынке, где система налогообложения предполагает существенные льготы при освоении нетрадиционных углеводородных ресурсов.
Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов.
