АЛЕКСАНДР ХУРШУДОВ: Перспективы "сланцевой нефти" так же призрачны, как и сланцевого газа
Англо-голландский концерн Royal Dutch Shell и ОАО "Газпром нефть" в 2013 году создали совместное предприятие, ЗАО "Ханты-Мансийский нефтяной альянс", по разработке новых запасов сланцевой нефти в Ханты-Мансийском автономном округе-Югре, сообщил агентству"Прайм" представитель российского подразделения Shell.
Новость комментирует постоянный эксперт АНГИ Александр Хуршудов.
Россия, как и многие другие страны, проявляет активный интерес к изучению своих трудноизвлекаемых нефтяных запасов. Это полезно и сейчас, и на будущее. Странно, что эти нормальные шаги сопровождаются невероятно интенсивной пропагандистской компанией в зарубежных и российских СМИ. Поэтому я остановлюсь на проблеме подробно.
Начну с того, что «сланцевую нефть» добывают НЕ ИЗ СЛАНЦЕВ. Почти все промышленные притоки нефти получены из сопутствующих им плотных песчаников, алевролитов, доломитов и известняков. Их объединяет только одно свойство - чрезвычайно низкая проницаемость, которая в сотни и тысячи раз меньше, чем у обычных залежей. Поэтому правильным, объединяющим названием будет трудноизвлекаемые или низкопродуктивные запасы.
Нефтематеринские породы (аргиллиты, плотные глины и сланцы) почти всегда залегают поблизости и действительно содержат немало нефти. Это «молодая» нефть, процесс ее образования еще не полностью закончился, поэтому вместе с ней в пластах содержатся остатки органического вещества (керогена). Но в тонких порах нефть прочно связана с породой силами смачивания, фильтроваться она не способна; подтверждением этого служит простой факт, что за многие миллионы лет нефть не мигрировала их них и не была замещена водой. Лишь на отдельных площадях наиболее крепкие камнеподобные сланцы в результате тектонических подвижек приобрели достаточную трещиноватость; в них содержится подвижная нефть, которая в небольших объемах и добывается в США.
Недавно американское государственное агентство EIA оценило мировые запасы нефти в низкопроницаемых пластах в 47 млрд. тонн. Однако доказанные (экономически выгодные) запасы то же самое EIA определяет всего лишь в 445 млн.т, это 0,2% запасов планеты. Остальное - прогнозные оценки, потому что рентабельность их разработки пока не подтверждена ни расчетами, ни практикой. Добыча нефти из этих пластов в больших объемах ведется на трех месторождениях; в прошлом году она составила 88 млн.т. Это 2,1 % мировой добычи. Кратко о ситуации на каждом месторождении.
1. МЕСТОРОЖДЕНИЕ БАККЕН
Крупнейшее месторождение трудноизвлекаемой нефти Bakken Shale расположено в США и Канаде. Общая площадь (520 тыс. км2) почти равна площади ХМАО или Франции. Схематичный разрез продуктивных отложений девона-карбона приведен на рис.1.
Рис.1. Схематичный разрез формации Баккен
Пласты залегают на глубинах 2400-3400 м. Продуктивный средний Баккен толщиной 10-40 м представлен плотными песчаниками с прослоями доломитов и алевролитов. Сверху и снизу он ограничен сланцами толщиной 15-25 м. Пористость среднего Баккена 5%, проницаемость 0,04-1 мД. Ниже залегает также продуктивный пласт Три Фокс с несколько худшими свойствами. Оба пласта характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями (до 450 ат). Доказанные запасы нефти по оценке EIA составляют 274 млн. т.
На месторождении Баккен имеются идеальные условия для использования технологии многократного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием. Обычная практика состоит в том, что в горизонтальной части ствола длиной до 2 км проводится до 25 операций разрыва. Важным усовершенствованием является и то, что гидроразрывы здесь стали проводить в открытом стволе, до спуска обсадной колонны. Наличие сверху и снизу более пластичных сланцев гарантирует от притока посторонних вод, поскольку трещины разрыва в сланцах быстро «затекают» под действием горного давления. В целом на скважину используется до 1000 т специально осмоленного или обычного песка и до 15 тыс. тонн воды. Хорошее представление о расположении забоев скважин дает рис. 2.
Рис. 2. Карта участка месторождения Баккен с расположением забоев пробуренных скважин
Основной объем добычи нефти приходится на штат Северная Дакота. Эксплуатация скважин производится НА ИСТОЩЕНИЕ. Другого пути здесь нет: поскольку пласт практически непроницаем, отсутствует возможность вытеснения нефти водой. После многоступенчатого гидроразрыва дебит скважин обычно составляет 50-100 т/сут (в единичных случаях - до 250 т/сут), но в течение первого года он снижается в 3-5 раз. Средний дебит действующих в штате 6784 скважин составляет 18,3 т/сут.
Для США это очень много. Общее количество нефтяных скважин в США превышает 300 тыс., в среднем, каждая из них дает 3,7 т нефти в сутки. Для сравнения: средний дебит скважин богатейшего Ванкорского месторождения - 500 т/сут. В Ираке на небольших по площади месторождениях продуктивность скважин достигает 1,5 тыс. т/сут.
При эксплуатации скважин на истощение пластовое давление резко снижается, и в пласте начинается выделение попутного газа. Это очень опасный процесс, потому что газ блокирует доступ нефти к забою. В результате растет газовый фактор и, в конечном счете, скважина переходит на чистый газ с небольшим количеством нефти и конденсата. Имеются данные, что процесс разгазирования нефти в пласте уже начался в половине скважин. Но в масштабах месторождения он пока существенно не проявляется.
Экономика добычи предельно проста. Строительство скважины вместе с бонусом землевладельцу обходится в $6-7 млн. С каждой добытой тонны нефти при нынешних ценах $95 за баррель производитель получает $400. Остальное уходит на оплату налогов, текущих затрат и транспорта. Чтобы скважина хотя бы окупила капитальные вложения, из нее надо добыть 16 тыс. т нефти.
Прочие затраты минимизируются самым безжалостным образом. Мощности газопроводов не хватает, поэтому только по официальным данным на Баккене сжигается 30 % добываемого попутного газа. Нефтепроводы не строятся (некогда!), 90% нефти перевозится автотранспортом и далее по железной дороге. Нефть развозится поездами по всей стране и в Канаду недостаточно подготовленной, с недопустимо высоким содержанием летучих фракций; есть серьезные основания полагать, что именно это привело к взрыву состава с баккенской нефтью в г. Лас-Вегантик (Квебек, Канада), который унес жизни 47 человек.
Тем не менее, накопленная добыча месторождения Баккен в Северной Дакоте на 01.01.14 составила внушительную цифру 106 млн. т, что соответствует 15,6 тыс. т на каждую скважину. Следует отметить, что бурение сейчас идет в самой продуктивной части пласта площадью 7,5 тыс. км толщиной 25-40 м, в зоне тектонических разломов, где породы наиболее трещиноваты. За пределами таких зон притоки нефтинезначительны. Скважины с начальным дебитом менее 50 т/сут в нынешних экономических условиях убыточны.
Значительно скромнее успехи в Канаде. В 2011 г. из канадской части формации Баккен в провинциях Саскачеван и Манитоба добывалось 12,7 тыс. т нефти в сутки, что соответствует среднему дебиту 5,2 т/сут. В 2012 г. в Саскачеване пробурено 2400 скважин, однако добыча выросла лишь на 5,5 тыс.т/сут, что соответствует приросту 2,3 т/сут на скважину. Почти 60 % добычи новых скважин ушло на компенсацию падения в старом фонде.
В целом, я ожидаю рост добычи на месторождении Баккен в течение 2-3 лет, который затем сменится крутым падением. Накопленная добыча нефти в течение 6-7 лет достигнет 300 млн. т, а в последующие годы будет колебаться на уровне 5-7 млн. т/год.
2. МЕСТОРОЖДЕНИЕ ИГЛ ФОРД
Крупное месторождение Eagle Ford общей площадью 51,2 тыс. кв. км расположено на юго-западе Техаса. Продуктивный пласт нижнего мела залегает на глубинах 1200-4200 м. Наиболее глубокая его часть содержит сухой газ, менее погруженная - газ с конденсатом и нефть. Площадь нефтяной части 9,2 тыс. кв. км, толщина пласта 30-85 м.
Это трещиноватый карбонатный пласт. В составе пород 50-70 % составляют известняки и доломиты, остальное - глинистые силикаты и органическое вещество. «Этот «сланец» более карбонат, чем сланец - пишет геолог. - Но слово «сланцевый» сейчас - самая горячая тема дня».
Доказанные запасы оценены EIA в 171 млн. т нефти, 239 млрд. м3 газа. На 01.01.2014 добыто 66 млн. т нефти и газового конденсата, 82,6 млрд. м3 газа. Начальные дебиты скважин достигают
480 т/сут, но уже в течение первого года снижаются в 2,5 раза, в течение второго - почти в 10 раз. Средний дебит нефти или конденсата 19 т/сут, газа 13 тыс. м3/сут.
Темпы разбуривания Eagle Ford поражают. Такого в мире еще не было. В позапрошлом году на месторождении работало 266 буровых станков, это 10 % всех буровых установок планеты. Только за прошлый год количество пробуренных скважин выросло более чем в 2 раза, до 7509 шт. (рис. 3) и почти так же выросла добыча нефти.
Вместе с тем, на Eagle Ford мы наблюдаем классический пример хищнической и нерациональной разработки залежи. В отличие от Баккена содержание попутного газа здесь достигает 1000 м3 на тонну нефти. При форсировании отборов газ выделяется в пласте и трещинах гидроразрыва и блокирует поступление нефти.
Мне приходилось видеть десятки подобных примеров. В частности, именно так в конце 80-х годов была похоронена юрская залежь Ваньеганского месторождения. Более 40 скважин перешли на газ и были ликвидированы после двух лет форсированной эксплуатации с недопустимым снижением пластовых давлений. Знаю и другие подобные случаи в Западной Сибири, Коми, Дагестане, Индии.
Именно поэтому дебит скважин Eagle Ford снижается намного быстрее, чем мог бы. Это уже обеспокоило EIA, которое в декабре сообщило: снижение добычи в ранее пробуренных скважинах достигло 10% в месяц. Пока новые скважины прибавляют 120 тыс. барр./сут, старые теряют 91 барр./сут. Оно и понятно: весь нынешний фонд скважин пробурен в зоне тектонических разломов и большой толщины пласта. Здесь выше трещиноватость и дебиты скважин. Но таких лакомых кусков осталось уже мало: при наличии 5504 разрешений на бурение количество законченных скважин в последние 8 месяцев снизилось с 376 до 133 шт./мес., и 40 буровых станков ушли с месторождения.
Есть проблема и с реализацией газа, на который в Техасе мало спроса. Ради добычи конденсата и нефти немало газа сжигается. Официальных данных нет, однако желающий может получить представление о количестве факелов из ночного космического снимка (рис. 4).
Рис.4. Факела месторождения Eagle Ford освещают ночное небо не хуже окрестных городов
Падение добычи на Eagle Fort начнется уже нынешним летом. Есть большие сомнения, что вложенные в него $50 млрд. полностью окупятся. Накопленная добыча нефти пока составляет 8,8 тыс. тонн на скважину. Впрочем, любителей погреться на «сланцевом буме» может спасти повышение цен на нефть и газ, которое последует за его завершением.
3. ФОРМАЦИЯ МОНТЕРЕЙ
Месторождение Monterey площадью 4,5 тыс. кв. км находится в штате Калифорния, в прибрежной зоне Тихого океана. Здесь мы имеем дело с самыми настоящими слоистыми сланцами, хотя в них присутствуют и доломиты, и пылеватые песчаники. Нефть находится в тонких межслойных пространствах, но проницаемость сланца ничтожно мала, менее 1 мД. Глубина залегания миоценового пласта 1800-4500 м, толщина варьирует от 100 до 600 м.
EIA в 2012 г. отнесло Monterey к гигантам с извлекаемыми запасами в 1877 млн.т. Однако, никто еще не доказал, что их можно с выгодой добывать. Полтора десятка малых компаний, работающих на Monterey,отказались от бурения горизонтальных скважин и гидроразрыва пластов (дорого и малоэффективно). К тому же, под давлением местных аграриев власти штата объявили на гидроразрыв мораторий. Текущая добыча нефти составляет ничтожную величину 372 т/сут.
4. ФОРМАЦИЯ ПЕРМИАН БАЗИН
Это огромный старый нефтяной район, занимающий площадь 222 тыс. кв. км в штатах Техас и Нью-Мексико. Нефть здесь добывают с 1926 года, накопленная добыча превышает 3 млрд. т. В многоэтажном разрезе еще сохранились десятки залежей разного возраста, содержащих трудноизвлекаемые запасы. Пласты сложены преимущественно известняками и песчаниками, поэтому не ясно, каким боком они относятся к «сланцевой революции». Низкопроницаемые пласты залегают в интервале глубин 1700-4200 м, пористость 10-12 %, проницаемость 1-30 мД. Суммарная годовая добыча нефти в техасской части района 65 млн. тонн. Утверждается, что 38% из них добывается из низкопроницаемых пластов. Более детальной информации нет.
Вместе с тем, дальнейшее развитие работ на Permian Basin представляет большой интерес для России, в которой подобных залежей полным-полно. Эти пласты проницаемы, поэтому проведение гидроразрывов в них чревато прорывами воды к забоям скважин. Но если эта проблема будет решена, наших запасов реально прибавится.
5. БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА
Низкопроницаемые пласты, насыщенные нефтью, широко распространены по всей России, но наибольший объем этих запасов находится в мезозойских залежах Западной Сибири. Здесь такие пласты называют свитами.Баженовская свита верхней юры, например, залегает на глубинах 2400-3100 м по всему региону. Ее подстилает абалакская свита, многие залежи находятся в них совместно. Общая площадь 1,2 млн. кв. км, вдвое больше площади Франции. Выше распространена ачимовская свита нижнего мела, представленная плотными песчаниками с проницаемостью от долей до единиц мД.
Прекрасный анализ геологического строения баженовской свиты выполнен специалистами Сургутнефтегаза. Весьма объективный обзор трудноизвлекаемых запасов, включая баженовскую свиту, сделан Энергетическим центром Московской школы управления СКОЛКОВО. В своих последующих выкладках я буду часто использовать информацию из этих источников.
Баженовская свита представляет собой переслаивание глин, аргиллитов, пылеватых глинистых песчаников и известняков (рис.5) толщиной от 10 до 32 м с пористостью 2-16 % и проницаемостью от 0,001 до десятков мД. Глины и аргиллиты являются нефтематеринскими породами и содержат до 14 % керогена.
Рис. 5. Различные типы пропластков баженовской свиты
(II - кремнисто-глинистый, III - глинисто-кремнистый, VI,VII - карбонатный)
Подвижная нефть здесь находится в небольших по площади линзах песчаников и прослоях известняков, где раскрытость трещин достигает 1 мм, трещинная пористость 0,1-4%. В некоторых уникальных скважинах начальные дебиты нефти достигали 1000 т/сут, но быстро истощались. В 92% скважин притоки были менее 10 т/сут или вовсе отсутствовали.
В таких многослойных пластах бурение горизонтальных скважин не приносит хорошего эффекта. Трудно предугадать расположение отдельных пропластков и пробурить ствол точно в наиболее проницаемой части пласта. А при пересечении глин они будут «затекать» и в ствол, и в трещины разрыва.
В прошлом году EIA оценило извлекаемые запасы баженовской свиты в 10,3 млрд. тонн. Эта оценка вызывает лишь улыбку. Ибо фактически из этого огромного пласта, содержащего в целом 170 млрд. т нефти, за 20 лет добыто чуть более 11 млн. т или 0,006 %. Причем эта нефть получена из самых продуктивных проницаемых участков. На балансе российских компаний числится лишь 530 млн. т запасов баженовской и абалакской свит по категориям АВС1+С2. Но и эти запасы трудно назвать доказанными (экономически эффективными). Текущая добыча сосредоточена преимущественно в Сургутском районе и составляет 500-700 тыс. т/год.
Западная пропаганда, похоже, считает, что в России нефть добывают бурые медведи. Вот придут к ним мировые компании с чудо-технологиями и принесут им «сланцевое счастье». Отнюдь. Гидроразрыв пласта используется в России уже 60 лет, а его массовое применение началось более 20 лет назад. Добрая половина таких операций дает отличный результат. Однако известны и печальные случаи. В частности, 5-7 лет назад был полностью угроблен пласт АВ2 на Самотлорском месторождении, который после гидроразрывов быстро обводнился до 95%.
В скважинах баженовской свиты условия для гидроразрывов неблагопроятны. Дажемногоступенчатый гидроразрыв здесь закончился получением слабого притока (33 т/сут), который угас в первые месяцы. Это не удивительно: для успеха операции необходимо, чтобы толщина проницаемых пород пласта составляла более 10 м, а такие в баженовской свите крайне редки.
Зато в ачимовских плотных песчаниках еще 10 лет назад при однократных, но крупномасштабных гидроразрывах получены хорошие результаты. Несмотря на фантастически высокую стоимость операций ($700 тыс. или 25 % от цены самой скважины) почти все они дали прирост дебита 60-90 т/сут и окупили затраты. Следует отметить, что в данном случае наши специалисты не повторили американскую ошибку. Они ограничивали дебит скважин, в результате чего снижение продуктивности в течение года было в 3-4 раза медленнее, чем на месторождении Eagle Ford.
Существуют и чисто технические ограничения для многоступенчатого гидроразрыва пластов в Западной Сибири. Это все же не полупустынный Техас, а тайга и болота. Наши кусты скважин просто не в состоянии разместить на своей территории 40 единиц техники, необходимой для таких операций. Наши грунтово-лежневые дороги приходится часто ремонтировать и без тяжеловозных машин, а при большом их количестве летом они придут в полную негодность. Можно, конечно, проводить операции зимой, но тогда проблемой станет накопление тысяч тонн воды, которая требуется для многоступенчатого гидроразрыва.
http://angi.ru/news.shtml?oid=2808713&_utl_t=lj