Сланцевая нефть (газ) — угроза или возможность решения многих углеводородных проблем?

Сланцевый газ, добыча которого в США в 2011 году достигла 214 млрд куб. м (35% от российской добычи), заставил заговорить об этом феномене даже Путина на заседании комиссии по ТЭКу 23 октября 2012 г, где он поручил «Газпрому» разработать основные принципы экспортной газовой политики, учитывающие развитие рынков сланцевого газа. На что глава холдинга Алексей Миллер ответил, что «Газпром» считает неактуальной добычу в России сланцевого газа и намерен сконцентрировать свое внимание на добыче сланцевой нефти.

«В отличие от сланцевого газа, добыча которого в России совсем неактуальна, направление сланцевой нефти представляет для группы «Газпром» заметный интерес, и мы намерены этим вопросом активно заниматься», - приводит слова Миллера сайт дочерней компании холдинга – «Газпром нефти».

Вопрос о перспективах добычи сланцевой нефти был рассмотрен на совете директоров этой компании 26 октября, где было заявлено, что опыт работы со сланцевой нефтью «Газпром нефть» приобретет в ходе освоения баженовской свиты на Верхне-Салымском нефтяном месторождении, которое разрабатывает совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell — компания Sаlym Petroleum Development (SPD). Специалистами «Газпром нефти», Shell и SPD создана «дорожная карта», определяющая этапы движения к главной цели — разработке баженовской свиты в промышленных масштабах.

Примечание: В Западной Сибири сланцевая нефть сосредоточена в породах баженовской, абалакской и фроловской свит. Они залегают на глубинах более 2 км, распространены на территории более 1 млн кв. км и отличаются сверхнизкой проницаемостью, но их нефтенасыщенность считается очень высокой.

Так какой же свой опыт хочет внедрить в России Shell, подталкивая её на путь уже пройденный США? Ведь по некоторым источникам, совсем недавняя «энергетическая эйфория» американцев, связанная с успехами США в добыче сланцевых углеводородов, постепенно угасает под отрезвляющими выводами специалистов. Формально богатые месторождения сланцевого газа и нефти позволяют надеяться, что через несколько лет страна сможет полностью обеспечить себя энергией. Однако, к примеру, бывший руководитель производства нефтяной компании Shell в США Джон Хофмейстер, давая интервью The Wall Street Journal, отметил: «Если только что-то серьезно не изменится в ближайшие пять лет, мы будем стоять в очередях за бензином, потому что нам будет не хватать нефти». Он считает, что оптимистические прогнозы недооценивают темпы истощения сланцевых месторождений: углеводороды поступают в большом количестве в первые месяцы бурения, а затем объем добычи уменьшается и выравнивается на более низком уровне. Чтобы поддерживать рост добычи, компаниям придется бурить множество скважин в темпе, «находящемся за пределами возможностей отрасли», ‒ заявил Д. Хофмейстер. Выдержат ли такой темп компании в России? Вопрос риторический, учитывая разницу в стоимости бурения в России и в США, тем более их финансовых ресурсов!

Цены на нефть и газ также серьезно влияют на эффективность добычи. По некоторым оценкам, гидравлический разрыв пласта – инновационный, но противоречивый метод, с помощью которого добыча нефти или газа из сланцев или других пород становится слишком дорогостоящим мероприятием, если цена на нефть падает ниже $50 за баррель. Это может стать еще одним препятствием для отрасли, если произойдет резкий спад в мировой экономике. Производители газа в США уже пострадали от снижения цен из-за избыточных поставок сланцевого газа.

А в Старом Свете пока больше обеспокоены экологическими последствиями ставки на сланцы. Уже в следующем году Европейская Комиссия может предложить более жесткие правила по охране окружающей среды, касающиеся добычи сланцевого газа. 

Считается, что сланцевого газа в Европе немало. Например, его запасов в ФРГ хватило бы стране на 13 лет. Между тем, американская нефтегазовая корпорация ExxonMobil прекратила поиски сланцевого газа в Польше после того, как две разведочные скважины не обнаружили достаточного объема запасов. ExxonMobil, наряду с Shell, Conoco Phillips и рядом других компаний, получила лицензии на разработку польского газа в 2010 году. Компании начали искать газ в Польше после публикации в апреле 2010 года отчета компании Wood Mackenzie, оценившей запасы страны в 1,36 триллиона кубометров газа из нетрадиционных источников.

Так в чём же основная причина проблем, возникающих при поисках и добыче сланцевой нефти и газа? Моё мнение по этим вопросам было сформировано на основе приведённых ниже данных из многочисленных исследований, которые очень хорошо согласуются с собственными наблюдениями структуры аномальных зон, картируемых с помощью биогеофизического (БГФ) метода над известными месторождениями УВ.

По заявлению достаточно информированных специалистов, «общий баланс сланцевого газа характеризуется огромным профицитом. Это является убедительным свидетельством притока глубинных УВ, поскольку получить их из одного источника не представляется возможным, хотя по этой парадигме построена общепринятая осадочная миграционная теория» [Дмитриевский и др., 2011]. По одной из наиболее популярных сегодня среди специалистов нефтегазовой отрасли гипотез, связывающей формирование коллектора с катагенными процессами нефтегенерации в нефтематеринских баженовских породах (т.е. с процессами разуплотнения при структурной перестройке глинистых минералов и «созревания» рассеянного ОВ) [Нефтеносность…, 1980; Ушатинский, Харин, 1985], должна была существовать региональная нефтеносность этих отложений, достаточно литологически однородных и залегающих в схожих термобарических условиях. Но по Западной Сибири промышленные притоки к настоящему времени получены лишь на нескольких участках, а впервые в 1968 году на Салымской площади. Причём даже на таких участках скважины крайне неоднородны по продуктивности: на Салымской площади 15% скважин оказались «сухими», 35 % дали непромышленные притоки, а 50% скважин обеспечили 0,99 всей добычи [Степанов и др., 2007]. И здесь ещё 30 лет назад были выявлены аномальные зоны нефтенасыщенности, контролируемые зонами глубинных разломов субмеридионального простирания [Степанов, Терещенко, 1985].

[Следующий фрагмент текста и космоснимок добавлены в 2019 году, после того, как автором была освоена и успешно апробирована технология дистанционного зондирования по ним. Эта технология позволяет устанавливать точные контуры месторождений углеводородов, ряд других их характеристик, структуру тектонических нарушений, характерные узлы которых в обязательном порядке присутствуют в пределах любого месторождения].

Рис.1 Месторождения так называемой "сланцевой нефти" в посёлке Салым в Западной Сибири.

Вот так, на самом деле, выглядит эта самая «сланцевая нефть» (рис.1), её так называемые «сладкие пятна». Здесь в качестве примера приведены месторождения УВ, расположенные лишь в пределах посёлка Салым. Синим цветом отмечены их контуры. И именно такие месторождения и их простирающиеся на большую глубину «корни» иногда «протыкают» сбоку горизонтальными скважинами, либо «цепляют» их в результате ГРП.

Есть такие же месторождения и в окрестностях этого посёлка (да и не только!), и даже значительно крупней. Заинтересованным лицам, при достижении с ними определённых договорённостей, может быть показано и их положение.

Баженовские отложения — это глинистые породы, представленные двумя литотипами: плотными глинами, массивого сложения и тонколистоватыми разностями, названными И.И.Нестеровым [1979] «баженитами». Коллектором являются тонколистоватые разности. Точнее, как было установлено Киреевой [2011], «…коллекторские свойства баженовских пород связаны с трещинами и кавернами, «рыхло» заполненными вторичными сульфатами, образующимися в результате высокотемпературного гидротермального выщелачивания. Полученные данные по кислотному выщелачиванию и вторичной гидротермальной минерализации в баженовских породах позволяет утверждать, что образование коллектора в глинистых породах возможно только в результате внешнего воздействия агрессивных высокотемпературных флюидов, а не в результате внутренних резервов породы (структурной перестройки глинистых минералов и процессов нефтеобразования)». Так же ею было отмечено, «…породы, содержащие вторичную сульфатную минерализацию, локализуются в низах разреза, а также тяготеют к субширотной области, к зонам, прилегающим к долгоживущим разломам фундамента», и «...выявление гидротермально изменённых разностей в породах баженовской свиты позволило прогнозировать формирование коллектора в узких приразломных зонах, по ширине не превышающих 1 км. Мощность изменённой зоны зависит от первоначальной пористости пород. Так, для песчаников она изменяется от 0,3 до 1 км [Волостных, 1972]. Следовательно, для плотных глинистых пород, обладающих пористостью в среднем на порядок ниже, чем песчаники, мощность вторичного разуплотнения пород, вероятно, будет ещё меньше».

Именно такие узкие и вытянутые по простиранию глубинных разломов зоны БГФ аномалий неизменно фиксируются мной над многими уже известными месторождениями нефти, а также теми, которые ещё только ожидают своего открытия. Такие аномальные зоны были обнаруженны в Волго-Уральской нефтеносной провинции, в Западной Сибири и Зауралье, а также в Канадской провинции Альберта. Некоторые из них представлены в публикациях данного блога. Приводятся здесь и аргументы, которые позволяют уверенно идентифицировать эти аномалии как проекции на земную поверхность совокупности залежей УВ в недрах и рассекающих их глубинных разломов. А выразительные разрезы по профилям РАП (резонансно-акустического профилирования), пройденных вкрест простирания этих разломов, демонстрируют, как выглядят насыщенные нефтью зоны вторичного разуплотнения пород в их бортах.

На приведённой ниже фотографии (рис.2) стрелкой указаны стоящие рядом качалки на двух продуктивных скважинах (К-381, К-382) в Бавлинском районе Татарстана, которые на удивление всем стабильно с 1962 года дают безводный приток нефти. С помощью БГФ метода было установлено, что устья этих скважин расположены в пределах раскрытого горизонтальным сдвигом глубинного разлома, сформировавшего здесь небольшую вытянутую залежь нефти.

Рис.2 Две одинокие качалки над небольшой залежью нефти в Бавлинском районе Татарстана. 

Примечание (добавлено 04.04.2020 г): С помощью авторской технологии дистанционного зондирования космоснимков СГТ ДЗ была установлена размеры (450 × 75 м) и структура данного месторождения (рис.3). Она подтверждает тот очевидный факт, что данный рельеф отражает серию сбросов со сдвигами блоков фундамента, что привело к растяжению разлома и внедрению в осадочные толщи углеводородных флюидов через образовавшиеся в нём вертикальные каналы. Приведённые траекторий этих скважин также были отслежены с помощью данной дистанционной технологии.

Рис.3 Структура данного нефтяного месторождения в Бавлинском районе Татарстана. 

Попасть вертикальной скважиной в такую залежь, при использовании традиционных методов поисков, большая удача. Но в США, с освоением технологии горизонтального бурения скважин, возможно и не осознавая этого, приспособились попадать в них на глубине сбоку. Ведь в вертикальной плоскости такая жильная залежь может иметь очень большие размеры, в отличие от своей горизонтальной проекции. А гидроразрыв пласта (ГРП) лишь увеличивает поступление углеводородов из таких узких пересечённых залежей за счёт дополнительных трещин, либо несколько увеличивает шанс охватить зоной влияния такой скважины близлежащие жильные залежи, если они имеются в районе бурения. В противном случае получаем результат как в Польше, где, по-видимому, жильных залежей рядом со скважинами не оказалось.

В США тоже, судя по всему, далеко не каждая горизонтальная скважина бывает удачной. Благоприятные участки, где удаётся получить нетрадиционные сланцевые ресурсы углеводородов, они называют газовыми плеями. И нефтяная наука пока пребывает в уверенности, что это лишь на территории США геологическая эволюция осадочных бассейнов была особенно благоприятна для их формирования. Но вот ведь какая случайность! Оказывается, эти плеи имеют совместный ареал распространения с многочисленными (десятки тысяч) нефтегазовыми скоплениями традиционного типа. Установлено это было лишь благодаря высочайшей степени разбуренности и геологической изученности этих ареалов. Но не похоже, что из этого факта сделаны правильные выводы.

Ещё до наступления «эпохи сланца» 61% добывающих нефть скважин в мире располагались на территории США и 5% в Канаде. С 63% мирового парка буровых установок эти страны тратят в три-четыре раза больше материальных ресурсов на каждый добытый баррель нефти. Боюсь что вскоре, благодаря их советам, «Газпром нефть» и Россия в целом подтянется к таким же экономическим показателям! Ну а что же делать?

Увы, сегодня нефтяники ещё очень плохо "видят" структуру месторождений углеводородов в недрах, несмотря на довольно высокий уровень детальности отражения разрезов, достигнутый сегодня горячо любимой ими сейсморазведкой. Несмотря на все разговоры о достигнутой в последнее время возможности обнаружения резервуаров с помощью неё, сами залежи УВ она всё же не позволяет им увидеть. И любой плотности сеть скважин никогда не будет достаточной, чтобы до конца разобраться в структуре месторождения нефти. 
Ну ладно в недрах, так они и вокруг ничего не видят. Из-за хронического недостатка прогрессивного любопытства, которое позволяет быстро и успешно развиваться, эти точно дождутся скоро крутого пике падения добычи нефти. Пока они упорно не замечают поразительных возможностей, которые могли бы открыться им в решении многих проблем нефтяной отрасли при использовании  БГФ метода. Например, благодаря его возможностям можно отказаться от бурения горизонтальных скважин с гидроразрывом пласта на сланцевую нефть. Ведь здесь можно почти каждой скважиной легко и целенаправленно попадать сверху в её фактические источники — залежи жильного типа. При этом стволом скважины будет пересекаться не узкая продуктивная зона, как в случае с горизонтальным бурением, а весь многокилометровый вертикальный канал залежи до кристаллического фундамента, а может быть и глубже! Что позволит, скорее всего, преодолеть ещё одну проблему сланцевой нефти — высокий темп истощения таких месторождений. 
Сегодня, по-видимому, причина этого не правильно истолкована. По мнению Нестерова И.И. [2011]: «…коллектор в залежах глинистых пород не имеет жесткого скелета. Он возникает вместе с появлением углеводородного сырья и при извлечении из него нефти и газа вновь становиться экраном (покрышкой)… Отсутствие жёсткого скелета коллектора, его низкие прочностные свойства обусловили вынос из продуктивного горизонта обломков пород, что влечёт образование глинистых пробок в стволе скважины, прекращающих приток углеводородных флюидов… Прекращение притока нефти из-за образования глинистых пробок промысловые геологи часто отождествляют с истощением продуктивного пласта, такую скважину консервируют. При промывке пробок первоначальный дебит нефти и газа восстанавливается. Это следует учитывать при разработке таких залежей». Но тут скорее более верно мнение Киреевой Т.А. [2011], которая связывает снижение притока нефти с выносом из коллектора продуктов вторичной сульфатной минерализации глинистых пород и образование ими пробок. По её мнению «Эффективность гидрообработок, применяемых для интенсификации добычи нефти из баженовского коллектора, возможно, заключается не только в механическом разрушении глинистой породы, но и в растворении сульфатных минералов, т.к. сульфаты … легко растворимы». Продукты вторичной сульфатной минерализации глинистых пород создают отложения не только в виде пробок в стволе скважины но и, безусловно, "забивают" образовавшиеся в результате гидроразрывов трещины в породах. И если приток флюида будет происходить не из узкой зоны скважины, а на очень большом её интервале, то указанный выше эффект, по-видимому, будет проявляться значительно меньше.   
Итак, решение проблем с поисками и добычей сланцевой нефти - это лишь одна из задач, легко решаемая с помощью БГФ метода! Благодаря его применению могут быть быстро найдены ещё очень и очень много месторождений углеводородов на совершенно неожиданных казалось бы территориях. Таким образом, из большой угрозы, которое несёт для России бездумное копирование чужого опыта, добыча сланцевой нефти и газа может снять на долгие годы угрозу её резкого падения!

  

1.      Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М.: Наука, 1980. 204 с.

2.      Ушатинский И.Н., Харин В.С. Типы и состав пород баженовской свиты // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985. С. 54-64.

3.      Степанов В.П., Ахапкин М.Ю., Табаков В.П. и др. Основные итоги и перспективы разработки баженовской свиты Салымского месторождения // Геофизика. 2007. № 4. С. 211-218.

4.      Степанов А.И., Терещенко Ю.А. Тип коллектора и условия формирования залежи нефти в отложениях баженовской свиты Салымского месторождения. В кн.: Нефтегазопромысловая геология залежей с трудноизвлекаемыми запасами. М., 1985. С. 72-84.

5.      Киреева Т.А. Гидротермальный коллектор в глинистых породах баженовской свиты // Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений. М.: ГЕОС, 2011. С. 329-343.

6.      Волостных Г.Т. Аргиллизация и оруденение. М.: Недра, 1972. 240 с.

7.      Дмитриевский А. Н., Баланюк И.Е., Высоцкий В.И., Каракин А.В. Полигенная модель формирования битуминозных поясов планеты // Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений. М.: ГЕОС, 2011. С. 370-389.

8.      Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа // Геология нефти и газа. 1979. № 10. С.26-29.

9.   Нестеров И.И. Битуминозные глинистые и кремнисто-глинистые породы – новый глобальный источник топливно-энергетического сырья // Нефть и газ. 2011. № 6. С.7-32.

PS. В заключение, ещё раз "на пальцах" объясняю суть фокуса со "сланцевой" нефтью. Приведённый выше текст, видимо, слишком длинный и не все улавливают его основной смысл.

Относительная успешность американских проектов заключается в том, что они разбуривают и рвут свои сланцевые формации преимущественно в районах существующей нефтедобычи. Поэтому горизонтальные скважины протыкают сбоку жильные залежи УВ в низкопроницаемых толщах или каналы, через которые ранее происходило внедрение глубинных флюидов с формированием пластовых залежей, а сегодня происходит их подпитка. В таких районах они достаточно распространены, где я их неизменно картирую БГФ методом. Наверное, с таким же относительным успехом закончатся подобные эксперименты и в Западной Сибири по бажену и ачимовке, в тех местах, где существуют месторождения и обычного типа.

В районах развития угольных месторождений, по-видимому, геологические условия были не столь благоприятны для формирования пластовых залежей нефти. Процесс прорыва глубинных флюидов к поверхности здесь завершился формированием в зонах окисления угольных месторождений. Тем не менее, хотя и значительно реже, здесь также встречаются питавшие их ранее каналы - сегодня жильные залежи УВ. Знаю это точно по Челябинскому угольному бассейну. Поэтому, в угольных бассейнах Польши, Украины, Англии и т.д., хотя и не исключены небольшие успехи, когда отдельные скважины случайно пересекут редкие здесь такие каналы, но в целом рентабельность сланцевых проектов в этих районах будет значительно ниже даже американских. При том, что последние и так балансируют на грани рентабельности.

Выход есть! Перестать подгонять факты под привычные теории. Это теории следует строить строго на фактах, не путая причины и следствия, и постоянно уточнять их под напором всё новых фактов. Использование новых открывшихся возможностей, позволит уже не разбуривать вслепую квадратно-гнездовым способом огромные территории, в надежде что-то там "поймать в мутной воде" с помощью страшно дорогих горизонтальных скважин с множественными ГРП, а точечно бурить в эти локальные залежи в сланцах точно заложенными вертикальными скважинами.