Печатная версия
Архив / Поиск

Archives
Archives
Archiv

О газете
Редакция
и контакты

Подписка на «НВС»
Прайс-лист
на объявления и рекламу

К 50-летию СО РАН
Фотогалерея
Приложения
Научные СМИ
Портал СО РАН

© «Наука в Сибири», 2018

Сайт разработан и поддерживается
Институтом вычислительных
технологий СО РАН

При перепечатке материалов
или использованиии
опубликованной
в «НВС» информации
ссылка на газету обязательна

Наука в Сибири Выходит с 4 июля 1961 г.
On-line версия: www.sbras.info | Новости
 
в оглавлениеN 13 (2748) 1 апреля 2010 г.

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ:
ПОРА ЗАКРЫВАТЬ «ГАЗПРОМ»?

В 2009 году США впервые с момента формирования Западно-Сибирского газового комплекса превысила добычу в России. Причина тому — освоение технологий добычи сланцевого газа, которая в США растет быстрыми темпами. Как считают многие эксперты, ее развитие может поставить крест на крупнейших сибирских проектах — освоении Ямала и Восточной Сибири.

А.Г. Коржубаев, д.э.н., проф.,
зав. отделом ИЭОПП СО РАН, зав. кафедрой НГУ

Иллюстрация

Построенные терминалы по приему сжиженного газа (СПГ) в США в последние два года простаивали. Сжиженный газ пошел в ЕС и АТР. Уже сейчас США смогли отказаться от газопровода с Аляски и заморозить строительство новых терминалов по приему СПГ. Начаты работы по разведке месторождений сланцевого газа в Китае и Европе. Все это может поставить под вопрос необходимость реализации крупных проектов в Западной и Восточной Сибири и шельфе Арктических морей.

Ресурсы и запасы

Ресурсы сланцевого газа (shale gas) в мире составляют 200 трлн куб. м; себестоимость добычи в точке производства от 80 до 320 долл./тыс. куб. м. За пределами США геологоразведочные работы на сланцевый газ в основном находятся в начальной стадии, оценки можно делать пока только на основе геологических аналогий с бассейнами Северной Америки. Технологически извлекаемые и коммерчески эффективные запасы сланцевого газа в мире могут составлять около 12 трлн куб. м.

Для сравнения: разведанные запасы природного газа в России составляют 48 трлн куб. м& или свыше 33 % мировых запасов традиционного газа (145 трлн куб. м); начальные суммарные ресурсы составляют 260 трлн куб. м — более 40 % от начальных суммарных ресурсов в мире (650 трлн куб. м). Себестоимость добычи в точке производства от 3 до 50 долл./тыс. куб. м.

Сланцы являются породой практически непроницаемой. Известны мягкие (горючие) сланцы, содержащие до 25 % органического вещества, в том числе метана. Нынешний бум добычи сланцевого газа связан с другими, более древними сланцами, которые представляют собой мягкую скалистую породу и имеют слабо развитую сеть трещин, в которых содержится метановый газ.

В США 70 % запасов связаны с бассейном Barnett в Техасе, а 80% ресурсов приходится на два новых бассейна Haynesville и Marcellus. В Канаде в стадии реализации находятся проекты Horn River и Montney, перспективные территории выявлены в Британской Колумбии, Альберте, Саскачеване, Онтарио, Квебеке; ресурсы оцениваются от 2,4 до 28 трлн куб. м. В Китае сланцевые поля разделены на четыре крупные провинции с суммарными ресурсами 21–45 трлн куб. м. Перспективы имеются в Балтийском бассейне в Польше, в Парижском бассейне во Франции, в бассейне Cooper в Австралии. Распространение глинистых сланцев известно в Северной Африке (Алжир, Марокко), Южной Америке (Колумбия, Венесуэла), в России. Однако значение, придаваемое проблемам геологоразведки и добычи газа из глинистых сланцев в США и Канаде, и полученные, а также прогнозируемые там результаты уникальны.

В России месторождения сланцевого газа не разведываются, т.к. это пока не представляется целесообразным при наличии огромных запасов и ресурсов традиционного газа.

Добыча

Сланцевый газ, состоящий преимущественно из метана, содержится в небольших количествах в самой осадочной породе (в низких концентрациях), и его можно извлечь путем вскрытия больших площадей, используя технологии гидроразрыва пластов (ГРП) и постоянного бурения большого количества длинных горизонтальных скважин с созданием трещин в скважине через определенные интервалы. Проблема добычи сланцевого газа — низкие, быстро падающие давления. Для небольших запасов приходится рано или поздно строить компрессорные станции.

Низкая концентрация газа в породе приводит к тому, что пробуренные скважины быстро сокращают свой дебит — на 30—40 % в год.

Сланцевые месторождения США характеризуются концентрацией газа пределах от 0,2 до 3,2 млрд куб. м/ кв. км. При коэффициенте отдачи в 20 % извлекаемые запасы газа составляют от 0,04 до 0,6 млрд куб. м/ кв. км, что в 50—100 раз меньше, чем в традиционных месторождениях газа.

Особенность технологий добычи сланцевого газа заключается в их адаптации («настройки» параметров бурения) под специфические условия конкретных месторождений.

В 2009 году добыча сланцевого газа обеспечила свыше 12 % всей газодобычи США или более 80 млрд куб. м; для сравнения: объем добычи традиционного газа в России в прошлом году снизился на 12,5 % (в связи с падением внешнего и внутреннего спроса) и составил 582 млрд куб. м.

С учетом специфики добычи сланцевого газа в ближайшие годы продолжится бум, а падение его производства на существующих проектах может начаться уже через 5–7 лет и будет обвальным, что в конечном счете приведет к резкому увеличению стоимости газа в структуре относительных энергетических цен.

Крупнейшие проекты

Наибольшую историю добычи газа из сланцев имеет месторождение Barnett Shale, расположенное на севере Техаса в США. Первые притоки газа здесь были получены в 1981 г. Содержащие метан сланцы залегают здесь на глубинах от 450 до 2000 м на площади 13 тыс. кв. км. Мощность пласта изменяется от 12 до 270 м. Доказанные извлекаемые запасы были приняты в размере 59 млрд куб. м. В настоящее время они полностью выбраны.

Планом разработки месторождения предусматривалось выйти на проектный уровень добычи 36,5 млрд куб. м/год, для этого надо было пробурить более 20 тыс. скважин по сетке 64 га/скв. Эти показатели не достигнуты. В 2006 г. добыча газа из 6080 скважин составила 20 млрд куб. м, в конце 2008 г. количество скважин выросло до 11,8 тыс. В целом на месторождениях Техаса добывалось в последние годы 40-45 млрд куб. м.

Для первых операций ГРП требовалось порядка 1000 т воды и 100 т песка. В настоящее время в горизонтальных скважинах стоимостью 2,6-4 млн долл. для одной операции ГРП требуется порядка 4000 т воды и 200 т песка. В среднем в течение года на каждой скважине проводится три ГРП.

Компания Chesapeake Energy, крупный оператор месторождения, объявляет о вводе в эксплуатацию новых скважин с дебитом 350 тыс. куб. м/сут в течение первого месяца. Но этот дебит быстро снижается, его приходится поддерживать новыми операциями ГРП. При этом среднесуточный дебит скважины на месторождении составляет всего лишь 6,26 тыс. куб.м/сут. Это указывает на то, что более половины скважин работают периодически или простаивают.

Основная часть извлекаемых запасов газа уже выработана. Как обычно, первые скважины строились в районах наибольшей мощности пласта (150–270 м), этим же объясняется уже произведенное кое-где уплотнение сетки скважин до 16 и даже 8 га/скв. В течение последних двух лет добыча газа уже не растет, хотя масштабное бурение продолжается. Это означает, что прирост добычи в новых скважинах полностью компенсируется ее снижением в ранее пробуренных стволах.

Вложив крупные средства (около 40 млрд долл.), Chesapeake Energy попала в экономическую ловушку. Она не может допустить сокращения добычи, потому что надо возвращать взятые кредиты. Но произошедший рост поставок газа на рынок США обрушил внутренние цены. Многие американские эксперты считают, что Chesapeake Energy скрывает свои потери, а ее данные о стоимости добычи газа (130 долл. за 1000 куб. м) занижены в 2—3 раза.

Другой крупный газовый проект Marcellus Shale, находится в начальной стадии развития. Огромный пласт сланцев мощностью от 8 до 80 м протянулся от штата Нью-Йорк на северо-востоке до штата Теннесси на юго-западе. Общая площадь его 140 тыс. кв. км, глубина залегания 700–3000 м. По различным оценкам, геологические запасы газа могут находиться в пределах 4,5–15,2 трлн куб. м, что соответствует газонасыщенности пород в 0,32—1,0 %. Коэффициент извлечения газа принят равным 0,1. Для освоения месторождения потребуется пробурить от 100 до 220 тысяч скважин стоимостью 3–4 млн долл. каждая. Таким образом, минимальный объем капитальных вложений только в бурение скважин должен составить 300 млрд долл. Средняя плотность извлекаемых запасов газа 7,04 млн куб. м на 1 кв. км площади или 6,35 млн куб. м на одну скважину, что соответствует среднему месячному дебиту на традиционных месторождениях.

Экологические проблемы

Преимущества добычи сланцевого газа в отличие от крупнейших традиционных месторождений — приближенность к центрам потребления. Но этот же фактор накладывает дополнительные ограничения по экологии. Добыча сланцевого газа сталкивается и с серьезными экологическими ограничениями ввиду большого охвата площадей и значительного и интенсивного нарушения целостности недр.

При операциях ГРП часть воды, закачанной в пласт, отбирают обратно погружными насосами. Примерно 30–50 % воды остается под землей. Если в пласте осталось 1200 т воды с песком, то земная поверхность площадью 64 га (зона дренирования скважины) должна приподняться на величину 2,2 мм. За год (после трех ГРП) она поднимется на 6,6 мм, за 5 лет — на 3,3 см, а при сетке 16 га/скв. — на 13,2 см. Эти процессы будут концентрироваться вдоль горизонтального ствола и начала трещин разрыва. На других же участках может происходить оседание пород за счет изъятия метанового газа. В результате могут произойти техногенные подвижки различных участков пласта размером в десятки сантиметров. Возможные последствия таких процессов — мощные оползни в расположенных выше глинистых отложениях.

Снижение давления в неглубоко залегающих пластах постепенно приводит к перераспределению в них напряжений, подвижкам и даже техногенным землетрясениям силой 2–3 балла. Однако главной экологической проблемой сланцевого газа являются совсем не просадки пород, а загрязнение растворами для ГРП водоносных пластов.

В плотных скальных породах развитие трещин разрыва очень сильно зависит от естественной трещиноватости. Трещины разрыва (их длина достигает 150 м) могут распространяться в вышележащие пласты. Более того, эти операции почти всегда сопровождаются притоком посторонних вод из вышележащих горизонтов. В случае газовой залежи в результате будет происходить либо загрязнение подземных вод закачиваемой жидкостью, либо поступление в них сланцевого газа, который обнаружится в артезианских скважинах.

Выводы

Нетрадиционные источники газа — дополнение, но не альтернатива традиционному газу. Оценки US EIA: добыча газа из глинистых сланцев возрастет в США к 2030 году до 116 млрд куб. м, что составит 17,6 % суммарной добычи газа в стране; добыча газа из плотных песчаников достигнет почти 200 млрд куб. м и останется на уровне 30 %; газ угольных пластов составит 56 млрд куб. м, и его доля снизится до 8,5 %. В целом доля нетрадиционного газа в этой стране превысит 56 %. Для сравнения: добыча традиционного газа в мире превышает 3 трлн куб. м в год.

Интересна аналогия, например, с алюминиевой промышленностью. Ресурсы и запасы бокситов высокого качества — основная проблема российской алюминиевой промышленности. Значительная часть ресурсов бокситов России находится на больших глубинах, вероятность обнаружения месторождений высококачественных бокситов, чрезвычайно низка. Немногим более половины всего выпускаемого глинозема перерабатывается из бокситов, оставшаяся часть приходится на технологически и экономически менее эффективные нефелиновые руды, которые используются для производства глинозема только в России.

В результате отсутствия достаточных запасов бокситов Россия вынуждена их импортировать, а также разрабатывать «нетрадиционные» источники. Аналогично США вынуждены импортировать все больше нефти, а в перспективе — и газа, одновременно осваивая их «нетрадиционные» источники.

стр. 8

в оглавление

Версия для печати  
(постоянный адрес статьи) 

http://www.sbras.ru/HBC/hbc.phtml?12+540+1