ПЕРСПЕКТИВЫ «СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ» ТАК ЖЕ ПРИЗРАЧНЫ, КАК И СЛАНЦЕВОГО ГАЗА. Хуршудов перспективы сланцевой нефти


Перспективы "сланцевой нефти" так же призрачны, как и сланцевого газа

01-20-2014
Москва.  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 Новость комментирует постоянный эксперт АНГИ 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. 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

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. 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 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 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 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 , что именно это привело к взрыву состава с баккенской нефтью в г. Лас-Вегантик (Квебек, Канада), 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 нефти . 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 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 - . – Но слово «сланцевый» сейчас - самая горячая тема дня». 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 в 2,5 раза, в течение второго – почти в 10 раз. Средний дебит нефти или конденсата 19 т/сут, газа 13 тыс. м3/сут. . 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 (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 : 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 станковЕсть 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 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, 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 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 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 геологического строения баженовской свиты выполнен специалистами Сургутнефтегаза. Весьма объективный 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 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 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. Даже 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 . 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.

6. РЕЗЮМЕ 1. Можно и нужно приветствовать совместные действия российских и зарубежных компаний в их попытках нарастить добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов. Реальный потенциал здесь составляет сотни миллионов тонн. Это существенно, особенно, для сибирских предприятий, которые находятся в стадии падения добычи. 2. Однако, «гигантские» перспективы «сланцевой нефти» так же призрачны, как и . Экономически выгодные (доказанные) запасы в мире не превышают 600 млн. тонн и почти все они находятся в США. Потребуется открыть десятки уникальных месторождений, как Баккен, чтобы нефть низкопроницаемых пластов составила хотя бы десятую долю мировой добычи. 3. Потребляя 20 % мировой нефти, США вынуждены использовать свои последние запасы, даже если они находятся на грани экономической эффективности. В ход идет и сланцевая нефть, и нефтяные пески Канады, не за горами начало добычи нефтяных битумов. Но не стоит забывать, что Россия экспортирует почти половину добытой нефти и еще четверть – в виде нефтепродуктов. Поэтому ей нет никакого смысла форсировать добычу трудноизвлекаемой нефти, которая, к тому же, требует освобождения от налогов. Тот, кто громче всех кричит об этом, просто хочет заработать за счет наших потомков. 4. В ближайшие три года добыча «сланцевой нефти» пойдет на спад и бум закончится. Однако до этого нефтяной рынок может сильно лихорадить. Нужно хладнокровно готовиться к временному снижению нефтяных цен, но не следует его сильно опасаться. Ибо первыми от него пострадают злополучные организаторы «сланцевой революции».

 

www.oilpipelines.ru

Политика Newsland – комментарии, дискуссии и обсуждения новости.

 

Эта статья опубликована на профессиональном нефтяном сайте 2 дня назад. Здесь я несколько сократил подробности и привел пояснения, чтобы материал стал доступен для широкой аудитории.

МОСКВА, 14 января - Прайм. 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.

Проницаемость – это способность пород фильтровать через себя жидкости. Единицей проницаемости является квадратный метр. Представим себе трубу сечением 1 м<sup>2</sup>. Через нее можно прокачать десятки кубометров в секунду, труба обладает огромной проницаемостью. Теперь заполним трубу мелким песком. Ее пропускная способность уменьшится в триллион раз. Она составит 10<sup>-12 </sup>м<sup>2</sup>. Это и есть обычная единица проницаемости ДАРСИ. На практике пласты с такой проницаемостью редки, поэтому пользуются тысячной долей дарси – миллидарси. Высокопроницаемые пласты имеют проницаемость от 100 до 800 мД. А из низкопроницаемых (менее 3 мД) десять лет назад никто нефть вообще не добывал.

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 очень 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 из 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.

Доказанные запасы – это та нефть, что может быть С ПРИБЫЛЬЮ добыта при существующем уровне техники. Поэтому величина их зависит от уровня нефтяных цен. В Венесуэле имеются огромные залежи вязкой тяжелой нефти. При цене 20-50 $/барр. добывать ее было невыгодно, и эти запасы не относились к доказанным. А когда цена выросла до $100, добыча стала выгодной и запасы стали доказанными.

Добыча нефти из низкопроницаемых 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. км<sup>2</sup>) 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 преимущественно плотными песчаниками. 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 (рис.2).

 

Рис.2. Схема многократного гидроразрыва пласта

Обычная практика состоит в том, что в горизонтальной части ствола длиной до 2 км проводится до 25 разрывов. 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. 3.

 

 

Рис. 3. 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 скважина, в конечном счете, 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. Бурение 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, суммарная добыча месторождения Баккен в Северной Дакоте за 4 года 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 нефти незначительны. 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. м<sup>3</sup> газа. За 3 года добыто 66 млн. т нефти и газового конденсата, 82,6 млрд. м<sup>3</sup> 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. м<sup>3</sup>/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. 4)  и почти так же выросла добыча нефти.

 

Рис.4

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 м<sup>3</sup> 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 в Сибири. Более 40 скважин перешли с нефти 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. 5).

 

 

Рис.5. Факела месторождения Eagle Ford  освещают ночное небо не хуже окрестных городов

Падение добычи на EagleFort 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.РОССИЯ. 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, это 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.6) 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 % органики.

Рис. 6. Различные типы пропластков баженовской свиты

 (I-III– глинистые и песчанистые, VI,VII– известняково-доломитные)

Подвижная нефть здесь находится в небольших по площади линзах песчаников и прослоях известняков, где раскрытость трещин достигает 1 мм. 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. Даже многоступенчатый 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.

6.РЕЗЮМЕ

1. Можно и нужно приветствовать совместные действия российских и зарубежных компаний в их попытках нарастить добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов. Реальный потенциал здесь составляет сотни миллионов тонн. Это существенно, особенно, для сибирских предприятий, которые находятся в стадии падения добычи.

2.Однако, «гигантские» перспективы «сланцевой нефти» так же призрачны, как и сланцевого газа. Экономически выгодные (доказанные) запасы в мире не превышают 600 млн. тонн и почти все они находятся в США. Потребуется открыть десятки уникальных месторождений, как Баккен, чтобы нефть низкопроницаемых пластов составила хотя бы десятую долю мировой добычи.

3.Потребляя 20 % мировой нефти, США вынуждены использовать свои последние запасы, даже если они находятся на грани экономической эффективности. В ход идет и "сланцевая нефть", и нефтяные пески Канады, не за горами начало добычи нефтяных битумов. Но не стоит забывать, что  Россия экспортирует почти половину добытой нефти и еще четверть – в виде нефтепродуктов. Поэтому ей нет никакого смысла форсировать добычу трудноизвлекаемой нефти, которая, к тому же, требует освобождения от налогов. Тот, кто громче всех кричит об этом, просто хочет заработать за счет наших потомков.

4.В ближайшие три года добыча «сланцевой нефти» пойдет на спад и бум закончится. Однако до этого нефтяной рынок может сильно лихорадить. Нужно хладнокровно готовиться к временному снижению нефтяных цен, но не следует его сильно опасаться.  Ибо первыми от него пострадают злополучные организаторы «сланцевой революции».   

newsland.com

Статья про сланцевую нефть + про Баккен

Растоффский wrote:

Ох давненько я не принимал участия в дискуссиях. Тема весьма интересна ,поэтому не смог пройти мимо.... По мне так весь сыр-бор с shale gas/oil не что иное как самая большая афера со времен возникновения нефтегазовой отрасли, не больше не меньше...

 

Я не понял, что такое сыр-бор и почему это афера. Кто кого обманул?

Растоффский wrote:

С технической точки зрения я согласен с большинством участников дискуссии - разработка некоторых месторождений может быть рентабельна при нынешних ценах на нефть и газ. Но это не самое главное, как отметил Вова - рентабельность очень низкая.

Очень важный стейтмент. Даже при ценах на газ в Америке, которые по факту были значительно ниже европейских и азиатских цен на газ, рентабельность разработки признается. А это очень важный фактор. Освоение нетрадиционныхых запасов позволило Америке в значительной степени преодолеть экономический кризис. Добыча газа является лишь частичкой в экономической цепочке развития экономики. Страна , вместо того, чтобы одавать деньги за рубеж, покупая газ в Катаре и России,  стала тратить их внутри страны, на развитие газовой и смежных отраслей (машиностроение, дорожное строительство, производство металла и т.д). Люди получили работу, хозяева земли – фермеры, также получают деньги за аренду ... Люди получают деньги, они их тратят, начинается экономический цикл...Низкие цены на газ дают многим отрослям промышленности и населению, как бы безвоздмезный кредит. Они снижают и себистоимость американской продукции (не секрет, что цена газа косвенно сидит в стоимости большинства производимых там товаров и услуг) и позволяют жителям америки иметь больше свободных денег (вместо оплаты газовых счетов). Я не хочу начать здесь читать лекцию по-экономике, но скажу, что по большому счету, для страны и промышленности не столь важно какая рентабельность, низкая или высокая, важно, чтобы она была. В убыток экономика не может работать. Но даже при низкой рентабельности, цена газа на внутриамериканском рынке в целом сопастовима с внутрироссийскими ценами и значительно ниже европейских цен.

Растоффский wrote:

Гораздо больший эффект вызвала постановка на балланс запасов этих месторождений - на этих новостях рынок (особенно газовый) начал корректироваться, цена на газ начала падать от чего крупнейшие потребители выиграли намного больше от падения цены на газ нежели от дополнительной добычи. По мне, так схема просто гениальна..... И чем дольше удастся кормить рынок новостями об увеличении добычи/извлекаемых запасов, тем сильнее удастся сбить цену....

Давайте здесь разберемся по подробнее. Что такое постановка на баланс запасов? В США и Канаде нет ГКЗ.  Не могли бы вы объяснить что вы имели в виду ?

Вы думаете, что если одна или несколько компаний вдруг объявят о своих высоких запасах, газвые цены по всей Америке упадут и надолго (на многие годы)? Вот г-н Х, статью которого мы здесь обсуждаем, еще в 2010 году говорил, что это все мыльный пузырь и все это через 2-3 года лопнет. Время прошло, американская нефтегазовая промышленнность работает и чувствует себя хорошо. Если следовать вашей логике, цена УВ определяется не спросом и предолжением, а спекуляционными заявлениями. С чего тогда, объясните мне, возрасла добыча газа  в Америке, из за чего США отказываются от поставок газа из-зарубежа. Одними спекуляционными заявлениями сыт не будешь.

Говоря о том , что это афера, вы имели ввиду обман. Значит кто-то на каком то этапе обманывает или подтасовывает цыфры.  По вашему мнению произшла подтасовка на стадии букирования запасов. Если у вас есть конкретные факты подтосовки запасов (подтвержденных!) по США или Канаде пожалуйста приведите эти цыфры и факты. Без доказательств, вы будите смотерться либо лгуном, либо шутом. Я многие годы работаю в этой сфере, на довольно высоком уровне и могу обсудить с вами этот вопрос в детелях, если вы конечно специалист. Считаете ли вы, что действующие нормативные документы SEC и канадская полиси N-51-101 не работают эффективно? Или все аудиторские компании были подкуплены неведомыми силами чтобы делать приписки? Приведите пример! Понятие продтвержденные запасы подразумевает высокую степень уверенности – 90%. Списания по этой категории происходят довольно редко. Это весьма консервативная категория запасов. Вы не сможите получить подтвержденные запасы на все месторождение нетрадиционных залежей УВ. Букирование происходит небольшими квадратами от изестного к неизвестному. И то если рядом стоящая действующая скважина имеет позитивную экономику. В Канаде вы конечно можете забукировать больше, поскольку там более либеральная система, но это будут и более низкие категории запасов или даже ресурсы. Кроме того запасы, как категория экономическая, обновляются и пересчитываются с новыми ценами на ежегодной основе. Это не так как в РФ, поставил цыфру на баланс и это уже догма на годы.

Скажу вам по секрету, запасы газа и нефти в Америке могут многократно возрасти, даже без бурения новых разведочных скважин. И это не афера – это рабочая экономическая система. Сейчас всвязи с низкими ценами на газ многие участки просто не разбуриваются, не выгодно. Там забукированы не запасы, всего лишь подсчитаны ресурсы. Запасами они станут не на основе геологии, а на основе экономики. А цыфры этих ресурсов значительно превышают цыфры сегодняшних запасов...

Так что еще раз прошу вас уточнить и подтвердить цыфрами (если же вы отвечаете за свои слова)– кто и на каком этапе обманывает и где эта афера , о которой вы писали.

Растоффский wrote:

А так - разработка "сланцевых" месторождений физически не может быть рентабельнее разработки даже того, что сейчас еще осталось недоеденым в той же Сибири. Особенно нефтяных.

Вопрос очень спорный. Многие нефтяные месторождения Западной Сибири находятся на конечной стадии разработки . Многие дают свыше 90 процентов воды. Посчитайте затраты на содержание персонала, закачку, электорэнергию, подготовку нефти, утилизацию воды, содержание и ремонт дорог, трубопроводов (прогнивших за многие годы и разивающих нефть ). Возможно содержание таких месторождений не только малорентабельно, но и убыточно. Здесь надо смотреть конкретные примеры.

Растоффский wrote:

Если например Талинку или Самотлор начать разбуривать таким же квадратногнездовым способом даже без ГРП это будет намного рентабельнее.....

Самтлор, как и многие другие старые месторождения нефти в этом районе значительно заводнен (основные пласты, бывшие в разработке), хотя возможно и остались какие то потенциальные участки. Люди с этого форума там работают , они могут сказать более предметно. Но на мой взгляд разбуривание старых обвдненных залежей квадратно-гнездовым методом – просто экономически абсурдно. Вы получите воду в большинстве скважин. Тут думать, моделировать надо, а не бурить. А гидроразрывы на обводненных раезервуарах – это просто безграмотность.

Растоффский wrote:

Так что позволю согласиться с заключением автора (хоть и стиль написания не особо импонирует мне) - России сейчас нафиг не нужно влезать в этот сегмент.

Это ваше мнение. Здесь каждый высказывает свое мнение. Это же форум.

На мой же взгля РФ сейчас стоит на перепутье и выбирает пути развития. Вот интересная статья на эту тему. http://www.finmarket.ru/main/article/3469367/

Дело в том, что доыча нефти в РФ достигла плато. Чтобы поддерживать хотя бы этот уровень, стране необходимо вводить в разработку новые месторождения. А практически все новые месторождения открыты в советское время. Даже если ввести все месторождения по графику и предположить, что не будет сюрпризов с запасами, все равно чем то надо поддерживать добычу после 2020. Здесь есть несколько вариантов-

1. Изменить существующую систему организации геологоразведки в стране и пытаться открыть новые месторождения на суше и неарктических морях. Это сложно. Чиновники наверху не знают , что надо сделать, специалистов разведчиков нет. А здесь нужны масштабные изменения как в налоговой сфере, так и образовательной и в сфере организации производства. В итоге – этот вариант весьма маловероятный.

2. Начать разрабатывать нетрадиционные ресурсы. Ну тут у всех явно негативное отношение, видно даже из этого форума. Хотя на мой взгляд – это одно из наиболее реальных направлений.

3. Выйти на арктический шельф и пытаться там найти новые большие месторождения. Кончно никто не оспаривает возможность открытия арктических месторождений. Но это дело будущего.  Все же , это пока еще возможность. Рыбку еще надо поймать. Сегодня это дорого, долго и опасно. Ключевыми здесь могут оказаться экономика и экология. Даже самое большое газовое неразрабатываемое офшорное месторождение РФ – Штокмановское, расположенное фактически в Европе, оказалось неэкономичным. Какие же по размерам надо открыть месторождения в Море Лаптевых, чтобы они были прибыльными?  Сколько там надо будет потратить на инфраструктуру и разработку в условиях вечных льдов.

4. Пересмотреть разработку старых месторождений и применяя новые методы повышения нефтеотдачи повысить коэфициэнт извлечения на уже добывающих месторождениях. – В этом направлении шаги делаются, правда координально изменить ситуацию при существующем сегодня отношеннии к этому вопросу , вряд ли удастся. Здесь нужны опять же некие революционные меры.

В любом случае, выбор на завтра, надо делать сегодня. Любой из путей требует больших усилий и вложений, а главное времени. Та же газвая “революция” в США готовилась многие годы. Результат же весьма серьезный и надолго.

А напоследок посмотрите , что предсказывает аналитический центр компании ВР http://www.bp.com/en/global/corporate/press/press-releases/energy-outloo...

Потребление газа будет расти быстрее потребления других ископаемых видов топлива.

Спрос на природный газ будет расти в среднем на 1,9% в год, а торговля СПГ - на 3,9% в год, и даст 26% прироста мировых поставок газа до 2035 года.

Поставки сланцевого газа обеспечат 47% прироста спроса на газ и составят, согласно прогнозу, 21% мировой добычи и 68% добычи газа в США к 2035 году.

В 2035 году на США будет приходиться 71% мировой добычи сланцевого газа.

Разработка нефти низкопроницаемых коллекторов, приведет к тому, что США уже в этом году 2014 году потеснят Саудовскую Аравию с первого места в мире по объемам добычи жидкого топлива.

Импорт нефти в США, как ожидается, упадет почти на 75% в период с 2012 по 2035 год.

Это опять же не догма, а один из вариантов видения ситуации. По крайней мере они оперируют цыфрами и расчетами, а не кричат голословно об аферах в США

www.petroleumengineers.ru

НЕФТЯНЫЕ ЭКСПОРТЕРЫ МОГУТ НЕ ОПАСАТЬСЯ ВОЗРОЖДЕНИЯ СЛАНЦЕВ | Блог Александр Хуршудов

Скоро минует 7 лет, как я стал наблюдать за выработкой американских трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, к которым прилипло некорректное название «сланцевых». Революции из них не вышло, однако на несколько лет они изрядно стабилизировали добычу в США. Без этих новых ресурсов американцам пришлось бы импортировать половину газа и три четверти потребляемой нефти.

И сейчас, когда нефтяные цены устойчиво закрепились выше $50 за баррель, все чаяния охотников до дешевой нефти устремлены в США. Они ждут, что сланцевые компании увеличат бурение, добычу и тем самым развернут цены вниз. Чтобы оценить возможность такого сценария, нужно проанализировать нынешнее состояние сланцевой отрасли. Вот этим мы сейчас и займемся.

1. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Хотя нефть и важнее, и дороже, но начну я все же с газовых месторождений. Потому что их масштабная разработка началась раньше, почти 9 лет назад. Некоторые уже находятся в стадии истощения, и по ним можно (с некоторыми поправками) представить судьбу нефтяных залежей. Американское агентство энергетической информации EIA выделяет 7 главных сланцевых формаций (рис.1), мы же добавим к ним пионерное месторождение Barnett на севере Техаса.

Рис.1

Основные текущие показатели газовых месторождений приведены в таблице 1. Данные по запасам, ценам и добыче газа взяты из разных материалов EIA, в ряде случаев они пересчитаны для более удобного восприятия. Данные по буровым станкам от компании Baker-Hughes.

Беглый взгляд на таблицу 1 позволяет вынести следующее. Месторождение Barnett находится в завершающей стадии разработки. Бурение здесь прекращено, добыча газа быстро падает, хотя для страны она еще остается существенной. Из оставшихся 379 млрд м3 запасов реально удастся добыть не более половины. Выходит, что запасы были завышены.

Тот же процесс развивается на месторождении Eagle Ford, но быстрее. Здесь имеются нефтяная и газоконденсатная зоны, основная добыча идет из них. Начальные запасы газа тоже завышены, при таких темпах падения (22% в год) их добыть не удастся.

На месторождении Haynesville основной сланцевый пласт залегает на глубинах 3-4 тыс. м, но в вышележащих горизонтах газ тоже присутствует. После выхода на максимум в 2011 году происходит медленное снижение добычи, начальные дебиты скважин здесь сейчас вдвое ниже, чем на свежих площадях. В целом отбор газа соответствует запасам, допускаю, что степень извлечения газа даже несколько превысит проектную величину.

Половину сланцевого газа США дает крупнейшее месторождение Marcellus. В этом году отбор из него ожидается в размере 186 млрд м3, это 5,3% мировой добычи газа. Здесь имеются нетронутые запасы, в частности, на территории штата Нью-Йорк, где пока запрещен гидроразрыв пласта. С нарастанием дефицита газа его разрешат.

Месторождение Utica примыкает к Marcellus. Оно совсем свежее, разрабатывается четвертый год. Доказанные запасы еще не подсчитаны, а потенциальные ресурсы варьируют в пределах 400-1100 млрд м3. Здесь еще можно выбирать для бурения наиболее продуктивные участки; но темпы бурения в несколько раз ниже, чем были на заре «сланцевой революции».

На других крупных месторождениях (Bakken, Niobrara и Permian Basin), запасы и добыча сланцевого газа невелики, бурение на газ прекращено, поэтому в таблицу я их не включил. Теперь проследим последние изменения.

Начало ушедшего года стало кошмаром для сланцевых компаний. В феврале цена нефти WTI снизилась до $26, а за ней, в марте до $60-70 за 1000 м3 рухнули цены газодобытчиков на рынке спот. Таких низких цен не было с 1999 года. Чтобы окупить бурение скважины при этих ценах, нужно добыть из нее более 100 млн м3, а таких на сланцевых месторождениях единицы. Поэтому в течение 3-4 месяцев производители продолжали активно сокращать бурение (рис.2), а за бурением на 3% упала добыча газа. Летом цены восстановились и даже превысили прошлогодний уровень, но бурение практически не увеличилось. Вместо него возрос ввод в эксплуатацию ранее пробуренных, но не освоенных скважин (см. рис.2). Остановлюсь на них чуть подробнее, поскольку на эту тему было много домыслов, которые, как часто бывает, далеки от реалий.

Рис.2

Бурение средней скважины в США, включая покупку минеральных прав, обходится в $6-7 млн. После достижения проектной глубины и крепления ствола скважина сдается заказчику, и буровая бригада переезжает на новую точку. Вскрытие пласта и вызов притока выполняет другой подрядчик, с более мобильным ремонтным станком и своей техникой. Главным процессом освоения сланцевых скважин является многоступенчатый гидроразрыв, при выполнении 20-30 ступеней разрыва их стоимость тоже не маленькая, $1,5-2 млн. Поэтому находится много причин, чтобы освоение скважины ОТЛОЖИТЬ.

Причины бывают технические: к скважине не подведен трубопровод, не хватает мощности аппаратов сепарации, есть еще веская причина под названием «денег нет». Такие скважины долго не простаивают, потому что накладно не иметь отдачи от зарытых в землю миллионов. Хуже, когда причины геологические: скважина вскрыла менее мощный пласт, в нем слишком много глин или мало трещин, и получение хорошего притока вовсе не гарантируется. Такие скважины, бывает, простаивают годами.

В России этот процесс регламентирован и называется консервацией скважин. В США, похоже, надзор за такими скважинами слабее, но учет ведется. Теперь вернемся к скважинам месторождения Marcellus (см. рис.2).

С июня по ноябрь на месторождении было пробурено 223 скважины, а в эксплуатацию ввели 300 стволов, потому что 77 скважин освоили из консервации. Выбирали, конечно, лучшие; если бы все законсервированные скважины были высокопродуктивны, то бурение на целый год остановили бы совсем. Сейчас в консервации осталось 623 скважины, и дальнейшая судьба их не ясна. Некоторые задействуют позднее, когда подрастут газовые цены. Другие будут долго ждать ликвидации, она тоже денег стоит, а доходов не приносит никаких.

В целом на пяти крупнейших газовых месторождениях США осталось примерно 1,9 трлн м3 доказанных запасов; при нынешних темпах они будут добыты за 5 лет. С повышением газовых цен запасы могут подрасти на 1,5-2 трлн м3, но при этом добыча газа все равно будет постепенно снижаться.

2. СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ

На первый взгляд, оценить перспективы сланцевой нефти проще – здесь всего 4 крупных месторождения (табл.2). Но это только кажется. Потому что налицо колоссальная неразбериха в подсчетах нефтяных запасов.

Я, как и любой нефтяник, больше доверяю геологическим подсчетам запасов. Это большой труд геологов, в нем собраны все сведения о месторождении, его объем, содержание воды, насыщение нефтью, экономически обоснованы коэффициенты ее извлечения. Результаты таких подсчетов я и привожу для месторождений Bakken и Eagle Ford. Но сланцевые площади – как муравейники, ситуация на них меняется каждый день. Чуть отвлекся – глянь, одна скважина дала приток выше ожидаемого, другая – ниже, а в третьей и вовсе ничего не нашли. И появляются так называемые «оперативные» оценки запасов.

В последней такой оперативной работе EIA оценило доказанные запасы Bakken в 690, а Eagle Ford – в 588 млн тонн. Не знаю… Не верю. Не было такого в нефтяной практике, чтобы после отбора всего лишь 25% извлекаемых запасов, добыча нефти за год рухнула на 33%, как на Eagle Ford. Потому ПОКА эти оценки в расчет принимать не буду, ввернусь к ним позже.

Из таблицы 2 видно, что нефтяные месторождения стали разбуривать на 2 года позднее газовых, а максимум добычи здесь достигался чуть раньше, за 4 года. Это – результат различий в экономике. Нефть всегда была дороже газа, она легче транспортируется и хранится, поэтому при прочих равных условиях бурить на нефть выгоднее.

Месторождение Bakken содержит два нефтяных пласта, сложенных преимущественно песчаниками. Пористые породы лучше удерживают нефть, поэтому темпы падения добычи здесь ниже, чем на Eagle Ford. В хорошей работе, показано, что высокая продуктивность скважин обеспечивается преимущественно двумя факторами: толщина пласта и его естественная трещиноватость. При наличии этих факторов начальный дебит скважин достигал 500 т/сут, за год удавалось отобрать 25-45 тыс. т нефти, что уже окупает затраты. Наоборот, увеличение числа стадий гидроразрыва свыше 10-12 и другие технологические параметры почти не влияли на продуктивность.

Это подтверждает здоровую истину: бесконечное совершенствование гидроразрыва невозможно. В монолитных пластах небольшой толщины скважины дают в десятки раз меньше нефти и это нельзя компенсировать НИКАКОЙ супертехнологией. Именно поэтому средний начальный дебит на месторождении Bakken составляет не 300, а всего лишь 73 т/сут.

Месторождение Eagle Ford, напротив, содержит в продуктивном пласте трещиноватые известняки и доломиты, которые легче отдают нефть. Но объем этих мелких трещин очень мал. Поэтому здесь выше и начальные дебиты, и темпы их снижения. Падение добычи нефти за последний год на целую треть – своеобразный антирекорд в нефтяной практике. Мне, во всяком случае, раньше подобные примеры не встречались.

Формация Permian Basin – последнее сланцевое месторождение с растущей добычей. Здесь целых три нефтяных пласта, но продуктивность их сильно изменяется на большой площади (чтобы не перегружать материал, я не привожу обзорные карты размещения скважин, они доступны в предыдущей работе). Это старый нефтяной район. Здесь ежегодно добывается почти 40 млн т нефти из обычных пластов, ранее уже была построена инфраструктура трубопроводов и пунктов подготовки. Здесь пока есть простор для поиска высокопродуктивных участков. Их и ищут: ПОЛОВИНА американских станков, бурящих на нефть (246 шт.), сейчас работает в бассейне Permian.

Также давно добывают нефть и газ в пределах формации Niobrara. Старые месторождения дают здесь 140 тыс. барр./сут, а низкопроницаемые (сланцевые) пласты - вдвое больше. Но дебиты скважин намного ниже, а запасы (по оперативной оценке) – в 3-4 раза меньше, чем на трех главных месторождениях.

В сумме четыре крупнейших сланцевых формации добывают 3,4 млн барр./сут нефти, это три четверти всей сланцевой добычи или 39% общей добычи США. Кроме них, есть еще несколько более мелких площадей, там истощение пластов даже более выражено. В качестве примера сошлюсь на месторождение Granite Wash в Техасе с максимальной добычей 1,2 млн т/год (рис. 3). В 2015 году добыча здесь упала на 36,5%, а в прошлом – еще на 40,5%. Хотя на месторождении постоянно трудятся 10-11 буровых станков.

Рис.3

Но вернемся к последним событиям. После провала нефтяных цен в феврале бурение сокращалось еще 3 месяца, и только летом, когда цены укрепились выше $40, число активных буровых станков стало расти (рис.4).

Рис.4

За полгода на крупных месторождениях оно увеличилось с 203 до 318, в 1,57 раза. Но посмотрите – 97 новых станков (81%) вышли на Permian Basin. Картину следует дополнить динамикой числа законсервированных скважин (рис. 5).

Рис.5

Из графика следует, что за прошедший год число законсервированных скважин на месторождении Bakken сократилось на 17, на Niobrara – на 123, Eagle Ford – на 283, а на Permian – УВЕЛИЧИЛОСЬ на 303 скважины. В ноябре здесь из 312 пробуренных стволов 99 пополнили простаивающий фонд.

Это означает, что на самом перспективном сланцевом месторождении уже не хватает высокодоходных участков для всех желающих. Сейчас мы наблюдаем буровой ажиотаж, который быстро вскроет самые продуктивные зоны и выведет месторождение Permian Basin на максимум добычи. За ним начнется быстрое падение.

Некоторый рост числа скважин в консервации в сентябре-октябре замечен и на других трех месторождениях (см. рис.5). Но пока он находится в пределах статистической погрешности, так что торопиться с выводами не будем.

Оставшиеся извлекаемые запасы (530 млн т нефти) при нынешних темпах отбора (169 млн т/год) будут добыты за 3 года. Даже если принять явно завышенную оценку EIA для запасов Bakken и Eagle Ford, этот срок увеличивается до 8 лет. Но фактически поддерживать нынешний уровень добычи не удастся, хотя некоторые скважины будут давать продукцию еще 10-20 лет.

3. О ГРЯДУЩИХ ПЕРСПЕКТИВАХ

Благодаря усилиям восторженных комментаторов сланцевые поля в глазах публики выглядят, как безграничное поле, скажем, кустов картошки. Где ни копнул – 10 фунтов овоща тебе гарантировано. Жаль, перестарались компании, накопали слишком много и затоварили рынок. Сейчас излишки картошки съедят, цена вырастет, и все дружно опять возьмутся за лопаты.

На самом же деле тут более уместна аналогия с сибирским болотом: спелая клюква краснеет на кочках и грядах, а между ними зеленые топи с парой ягодок на квадратный метр. Только в сланцевых пластах плодородными являются зоны тектонических нарушений. Посмотрите, как вытягиваются вдоль таких зон скважины месторождения Bakken (рис. 6). Самая крупная из них называется антиклиналь Нельсона.

Рис.6

Впервые мне довелось встретиться с этим явлением (страшно подумать!) почти 40 лет назад. На месторождении Северный Малгобек в Ингушетии скважина, пробуренная в километре от глубинного разлома, после масштабного гидрокислотного разрыва дала 400 т/сут чистой нефти. Три другие, расположенные в 2-3 км от разлома дали слабые притоки и были ликвидированы. И потом, в Западной Сибири, Коми, Поволжье, Индии я не раз убеждался, что в низкопроницаемых пластах дебит определяется трещиноватостью.

Поэтому запасы сланцевой нефти в США я условно делю на три большие группы. В первую входят участки большой толщины с развитой трещиноватостью, которая обеспечивает фильтрацию нефти на расстояния порядка 0,5-1,5 км. В таких зонах начальный дебит скважин достигает сотен тонн в сутки. После снижения пластового давления приток уменьшается в десятки раз, но далее его стимулирует выделение в пласте нефтяного газа. Такие скважины могут еще 10-20 лет подавать 2-3 тонны в сутки с помощью обычных штанговых насосов.

Вторая группа скважин характерна ограниченной трещиноватостью, которая простирается лишь на десятки и сотни метров. Начальные дебиты здесь обычно составляют 50-100 т/сут. Через 4-5 лет дебит снижается до 0,5-1 т/сут, и добыча уже не окупает затраты. Скважины долго простаивают и в конце концов ликвидируются.

В третью группу я включаю участки небольшой толщины, в которых трещины очень малы и почти не фильтруют. Начальный дебит в таких скважинах не превышает 50 т/сут. Из-за снижения давления в пласте быстро выделяется газ, который в очень тонких каналах не стимулирует, а, наоборот, блокирует фильтрацию нефти. Эти скважины глохнут в течение 1-2 лет, именно они составляют сейчас большую часть законсервированного фонда.

Сланцевые компании не могут допустить резкого падения добычи, ибо тогда им не на что будет списывать уже вложенные деньги. При малейших возможностях они будут наращивать бурение. Предстоящее повышение нефтяных цен вызовет второй сланцевый бум, но он станет слабым подобием первого, потому что через год-два хороших участков для бурения уже не останется.

Однако для повышения добычи вовсе не обязательно иметь огромные сланцевые пласты площадью в десятки тысяч квадратных километров. Технологии многоступенчатого гидроразрыва способны оживить сотни пластов низкой проницаемости на давно известных месторождениях. В Западной Сибири, например, уже 25 лет не могли повысить отдачу газоконденсатных скважин ачимовских отложений, а сейчас задача решается как многостадийным, так и крупномасштабным гидроразрывом. Подобные работы вовсю идут и в США, и в Канаде, Китае, и в других нефтяных регионах. Для получения хорошего результата нужны только два условия: достаточная мощность пласта (более 15 м) и отсутствие подстилающей воды.

Таким образом, перспектива не столько в конкретных месторождениях, сколько в технологиях, позволяющие приобщить к разработке низкопроницаемые горизонты. Тут впереди еще непочатый край работы. Ибо нынешние коэффициенты извлечения нефти (5-6%) никак не устроят рачительного хозяина; нужно уже сейчас думать о вытеснении нефти водой, хотя это нам пока недоступно.

4. РЕЗЮМЕ

1. Запасы газа крупнейших сланцевых месторождений США достаточны для поддержания текущего уровня в течение 4-5 лет, с ростом газовых цен в 1,5-2 раза этот период увеличится до 7-8 лет при постепенном снижении добычи.

2. Доказанные запасы сланцевой нефти на четырех крупнейших месторождениях США выбраны на 59%. Произошедший рост цен ускорил бурение на площади Permian Basin в 1,5 раза, а на других месторождениях отразился слабо. Тем не менее, в нынешнем году вероятен некоторый рост добычи сланцевой нефти за счет разбуривания оставшихся высокопродуктивных участков. Затем добыча в США будет медленно падать, уже не реагируя на рост цен.

3. По мере выработки наиболее продуктивных запасов количество активных буровых станков будет все меньше влиять на отдачу сланцевых месторождений. За последние 5 месяцев на месторождении Permian Basin от 18 до 32% пробуренных скважин не вводятся в эксплуатацию, а консервируются.

4. Таким образом, нефтяные экспортеры могут не опасаться возрождения сланцевой нефти; новое бурение уже не в состоянии надолго компенсировать истощение ранее вовлеченных в разработку запасов.

5. Тем не менее, трудноизвлекаемые запасы являются неплохим подспорьем для нефтяной отрасли; они особенно полезны в старых нефтяных районах, где уже имеется промысловая инфраструктура и опытные кадры. Как говорится, что ни делается – все к лучшему…:)))

×

cont.ws

Александр Хуршудов: Нефтяные экспортеры могут не опасаться возрождения сланцев

Скоро минует 7 лет, как я стал наблюдать за выработкой  американских трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, к которым прилипло некорректное название «сланцевых». Революции из них не вышло, однако на несколько лет они изрядно стабилизировали добычу в США. Без этих новых ресурсов американцам пришлось бы импортировать половину газа и три четверти потребляемой нефти.И сейчас, когда нефтяные цены устойчиво закрепились выше $50 за баррель, все чаяния охотников до дешевой нефти устремлены в США. Они ждут, что сланцевые компании увеличат бурение, добычу и тем самым развернут цены вниз. Чтобы оценить возможность такого сценария, нужно проанализировать нынешнее состояние сланцевой отрасли. Вот этим мы сейчас и займемся.

1. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Хотя нефть и важнее, и дороже, но начну я все же с газовых месторождений. Потому что их масштабная разработка началась раньше, почти 9 лет назад. Некоторые уже находятся в стадии истощения, и по ним можно (с некоторыми поправками) представить судьбу нефтяных залежей. Американское агентство энергетической информации EIA выделяет 7 главных сланцевых формаций (рис.1), мы же добавим к ним пионерное месторождение Barnett на севере Техаса.

Рис.1

Основные текущие показатели газовых месторождений приведены в таблице 1. Данные по запасам, ценам и добыче газа взяты из разных материалов EIA, в ряде случаев они пересчитаны для более удобного восприятия. Данные по буровым станкам от компании Baker-Hughes.

Беглый взгляд на таблицу 1 позволяет вынести следующее. Месторождение Barnett находится в завершающей стадии разработки. Бурение здесь прекращено, добыча газа быстро падает, хотя для страны она еще остается существенной. Из оставшихся  379 млрд м3 запасов реально удастся добыть не более половины. Выходит, что запасы были завышены.

Тот же процесс развивается на месторождении Eagle Ford, но быстрее. Здесь имеются нефтяная и газоконденсатная зоны, основная добыча идет из них. Начальные запасы газа тоже завышены, при таких темпах падения (22% в год) их добыть не удастся.

На месторождении Haynesville  основной сланцевый пласт залегает на глубинах 3-4 тыс. м, но в вышележащих горизонтах газ тоже присутствует. После выхода на максимум в 2011 году происходит медленное снижение добычи, начальные дебиты скважин здесь  сейчас вдвое ниже, чем на свежих площадях. В целом отбор газа соответствует запасам, допускаю, что степень извлечения газа даже несколько превысит проектную величину.

Половину сланцевого газа США дает крупнейшее месторождение Marcellus. В этом году отбор из него ожидается в размере 186 млрд м3, это 5,3% мировой добычи газа. Здесь имеются нетронутые запасы, в частности, на территории штата Нью-Йорк, где пока запрещен гидроразрыв пласта. С нарастанием дефицита газа его разрешат.

Месторождение Utica примыкает к Marcellus. Оно совсем свежее, разрабатывается четвертый год. Доказанные запасы еще не подсчитаны, а потенциальные ресурсы варьируют в пределах 400-1100 млрд м3. Здесь еще можно выбирать для бурения наиболее продуктивные участки; но темпы бурения в несколько раз ниже, чем были на заре «сланцевой революции».

На других крупных месторождениях (Bakken, Niobrara и Permian Basin), запасы и добыча сланцевого газа невелики, бурение на газ прекращено, поэтому в таблицу я их не включил. Теперь проследим последние изменения.

Начало ушедшего года стало кошмаром для сланцевых компаний. В феврале цена нефти WTI снизилась до $26, а за ней, в марте до $60-70 за 1000 м3 рухнули цены газодобытчиков на рынке спот. Таких низких цен не было с 1999 года. Чтобы окупить бурение скважины при этих ценах, нужно добыть из нее более 100 млн м3, а таких на сланцевых месторождениях единицы. Поэтому в течение 3-4 месяцев  производители продолжали активно сокращать бурение (рис.2), а за бурением на 3% упала добыча газа. Летом цены восстановились и даже превысили прошлогодний уровень, но бурение практически не увеличилось. Вместо него возрос ввод в эксплуатацию ранее пробуренных, но не освоенных скважин (см. рис.2). Остановлюсь на них чуть подробнее, поскольку на эту тему было много домыслов, которые, как часто бывает, далеки от реалий.

Рис.2

Бурение средней скважины в США, включая покупку минеральных прав, обходится в $6-7 млн. После достижения проектной глубины и крепления ствола скважина сдается заказчику, и буровая бригада переезжает на новую точку. Вскрытие пласта и вызов притока выполняет другой подрядчик, с более мобильным ремонтным станком и своей техникой. Главным процессом освоения сланцевых скважин является многоступенчатый гидроразрыв, при выполнении 20-30 ступеней разрыва их стоимость тоже не маленькая, $1,5-2 млн. Поэтому находится много причин, чтобы освоение скважины ОТЛОЖИТЬ.

Причины бывают технические: к скважине не подведен трубопровод, не хватает мощности аппаратов сепарации, есть еще веская причина под названием «денег нет». Такие скважины долго не простаивают, потому что накладно не иметь отдачи от зарытых в землю миллионов. Хуже, когда причины геологические: скважина вскрыла менее мощный пласт, в нем слишком много глин или мало трещин, и получение хорошего притока вовсе не гарантируется. Такие скважины, бывает, простаивают годами.

В России этот процесс регламентирован и называется консервацией скважин. В США, похоже, надзор за такими скважинами слабее, но учет ведется. Теперь вернемся к скважинам месторождения Marcellus (см. рис.2).

С июня по ноябрь на месторождении было пробурено 223 скважины, а в эксплуатацию ввели 300 стволов, потому что 77 скважин освоили из консервации. Выбирали, конечно, лучшие; если бы все законсервированные скважины были высокопродуктивны, то бурение на целый год остановили бы совсем. Сейчас в консервации осталось 623 скважины, и дальнейшая судьба их не ясна. Некоторые задействуют позднее, когда подрастут газовые цены. Другие будут долго ждать ликвидации, она тоже денег стоит, а  доходов не приносит никаких.

В целом на пяти крупнейших газовых месторождениях США осталось примерно 1,9 трлн м3 доказанных запасов; при нынешних темпах они будут добыты за 5 лет. С повышением газовых цен запасы могут подрасти на 1,5-2 трлн м3, но при этом добыча газа все равно будет постепенно снижаться.

2. СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ

На первый взгляд, оценить перспективы сланцевой нефти проще – здесь всего 4 крупных месторождения (табл.2). Но это только кажется. Потому что налицо колоссальная неразбериха в подсчетах нефтяных запасов.

Я, как и любой нефтяник, больше доверяю геологическим подсчетам запасов. Это большой труд геологов, в нем собраны все сведения о месторождении, его объем, содержание воды, насыщение нефтью, экономически обоснованы коэффициенты ее извлечения. Результаты таких подсчетов я и привожу для месторождений Bakken и Eagle Ford. Но сланцевые площади – как муравейники, ситуация на них меняется каждый день. Чуть отвлекся – глянь, одна скважина дала приток выше ожидаемого, другая – ниже, а в третьей и вовсе ничего не нашли. И появляются так называемые «оперативные» оценки запасов.

В последней такой оперативной работе EIA оценило доказанные запасы Bakken в 690, а Eagle Ford – в 588 млн тонн. Не знаю… Не верю. Не было такого в нефтяной практике, чтобы после отбора всего лишь 25% извлекаемых запасов, добыча нефти за год рухнула на 33%, как на Eagle Ford. Потому ПОКА эти оценки в расчет принимать не буду, ввернусь к ним позже.

Из таблицы 2 видно, что нефтяные месторождения стали разбуривать на 2 года позднее газовых, а максимум добычи здесь достигался чуть раньше, за 4 года. Это – результат различий в экономике. Нефть всегда была дороже газа, она легче транспортируется и хранится, поэтому при прочих равных условиях бурить на нефть выгоднее.

Месторождение Bakken содержит два нефтяных пласта, сложенных преимущественно песчаниками. Пористые породы лучше удерживают нефть, поэтому темпы падения добычи здесь ниже, чем на Eagle Ford. В хорошей работе, показано, что высокая продуктивность скважин обеспечивается преимущественно двумя факторами: толщина пласта и его естественная трещиноватость. При наличии этих факторов начальный дебит скважин достигал 500 т/сут, за год удавалось отобрать 25-45 тыс. т нефти, что уже окупает затраты. Наоборот, увеличение числа стадий гидроразрыва свыше 10-12 и другие технологические параметры почти не влияли на продуктивность.

Это подтверждает здоровую истину: бесконечное совершенствование гидроразрыва невозможно. В монолитных пластах небольшой толщины скважины дают в десятки раз меньше нефти и это нельзя компенсировать НИКАКОЙ супертехнологией. Именно поэтому средний начальный дебит на месторождении Bakken составляет не 300, а всего лишь 73 т/сут.

Месторождение Eagle Ford, напротив, содержит в продуктивном пласте трещиноватые известняки и доломиты, которые легче отдают нефть. Но объем этих мелких трещин очень мал. Поэтому здесь выше и начальные дебиты, и темпы их снижения. Падение добычи нефти за последний год на целую треть – своеобразный антирекорд в нефтяной практике. Мне, во всяком случае, раньше подобные примеры не встречались.

Формация Permian Basin – последнее сланцевое месторождение с растущей добычей. Здесь целых три нефтяных пласта, но продуктивность их сильно изменяется на большой площади (чтобы не перегружать материал, я не привожу обзорные карты размещения скважин, они доступны в предыдущей работе). Это старый нефтяной район. Здесь ежегодно добывается почти 40 млн т нефти из обычных пластов, ранее уже была построена инфраструктура трубопроводов и пунктов подготовки. Здесь пока есть простор для поиска высокопродуктивных участков. Их и ищут: ПОЛОВИНА американских станков, бурящих на нефть (246 шт.), сейчас работает в бассейне Permian.

Также давно добывают нефть и газ в пределах формации Niobrara. Старые месторождения дают здесь 140 тыс. барр./сут, а низкопроницаемые (сланцевые) пласты - вдвое больше. Но дебиты скважин намного ниже, а запасы (по оперативной оценке) – в 3-4 раза меньше, чем на трех главных месторождениях.

В сумме четыре крупнейших сланцевых формации добывают 3,4 млн барр./сут нефти, это три четверти всей сланцевой добычи или 39% общей добычи США. Кроме них, есть еще несколько более мелких площадей, там истощение пластов даже более выражено. В качестве примера сошлюсь на месторождение Granite Wash в Техасе с максимальной добычей 1,2 млн т/год (рис. 3). В 2015 году добыча здесь упала на 36,5%, а в прошлом – еще на 40,5%. Хотя на месторождении постоянно трудятся 10-11 буровых станков.

Рис.3

Но вернемся к последним событиям. После провала нефтяных цен в феврале бурение сокращалось еще 3 месяца, и только летом, когда цены укрепились выше $40, число активных буровых станков стало расти (рис.4).

Рис.4

За полгода на крупных месторождениях оно увеличилось с 203 до 318, в 1,57 раза. Но посмотрите – 97 новых станков (81%) вышли на Permian Basin. Картину следует дополнить динамикой числа законсервированных скважин (рис. 5).

Рис.5

Из графика следует, что за прошедший год число законсервированных скважин на месторождении Bakken сократилось на 17, на Niobrara – на 123, Eagle Ford – на 283, а на Permian – УВЕЛИЧИЛОСЬ на 303 скважины. В ноябре здесь из 312 пробуренных стволов 99 пополнили простаивающий фонд.

Это означает, что на самом перспективном сланцевом месторождении уже не хватает высокодоходных участков для всех желающих. Сейчас мы наблюдаем буровой ажиотаж, который быстро вскроет самые продуктивные зоны и выведет месторождение Permian Basin на максимум добычи. За ним начнется быстрое падение.

Некоторый рост числа скважин в консервации в сентябре-октябре замечен и на других трех месторождениях (см. рис.5). Но пока он находится в пределах статистической погрешности, так что торопиться с выводами не будем.

Оставшиеся извлекаемые запасы (530 млн т нефти) при нынешних темпах отбора (169 млн т/год) будут добыты за 3 года. Даже если принять явно завышенную оценку EIA для запасов Bakken и Eagle Ford, этот срок увеличивается до 8 лет. Но фактически поддерживать нынешний уровень добычи не удастся, хотя некоторые скважины будут давать продукцию еще 10-20 лет.

3. О ГРЯДУЩИХ ПЕРСПЕКТИВАХ

Благодаря усилиям восторженных комментаторов сланцевые поля в глазах публики выглядят, как безграничное поле, скажем, кустов картошки. Где ни копнул – 10 фунтов овоща тебе гарантировано. Жаль, перестарались компании, накопали слишком много и затоварили рынок. Сейчас излишки картошки съедят, цена вырастет, и все дружно опять возьмутся за лопаты.

На самом же деле тут более уместна аналогия с сибирским болотом: спелая клюква краснеет на кочках и грядах, а между ними зеленые топи с парой ягодок на квадратный метр. Только в сланцевых пластах плодородными являются зоны тектонических нарушений. Посмотрите, как вытягиваются вдоль таких зон скважины месторождения  Bakken (рис. 6). Самая крупная из них называется антиклиналь Нельсона.

Рис.6

Впервые мне довелось встретиться с этим явлением (страшно подумать!) почти 40 лет назад. На месторождении Северный Малгобек в Ингушетии скважина, пробуренная в километре от глубинного разлома, после масштабного гидрокислотного разрыва дала 400 т/сут чистой нефти. Три другие, расположенные в 2-3 км от разлома дали слабые притоки и были ликвидированы. И потом, в Западной Сибири, Коми, Поволжье, Индии я не раз убеждался, что в низкопроницаемых пластах дебит определяется трещиноватостью.

Поэтому запасы сланцевой нефти в США я условно делю на три большие группы. В первую входят участки большой толщины с развитой трещиноватостью, которая обеспечивает фильтрацию нефти на расстояния порядка 0,5-1,5 км. В таких зонах начальный дебит скважин достигает сотен тонн в сутки. После снижения пластового давления приток уменьшается в десятки раз, но далее его стимулирует выделение в пласте нефтяного газа. Такие скважины могут еще 10-20 лет подавать 2-3 тонны в сутки с помощью обычных штанговых насосов.

Вторая группа скважин характерна ограниченной трещиноватостью, которая простирается лишь на десятки и сотни метров. Начальные дебиты здесь обычно составляют 50-100 т/сут. Через 4-5 лет дебит снижается до 0,5-1 т/сут, и добыча уже не окупает затраты. Скважины долго простаивают и в конце концов ликвидируются.

В третью группу я включаю участки небольшой толщины, в которых трещины очень малы и почти не фильтруют. Начальный дебит в таких скважинах не превышает 50 т/сут. Из-за снижения давления в пласте быстро выделяется газ, который в очень тонких каналах не стимулирует, а, наоборот, блокирует фильтрацию нефти. Эти скважины глохнут в течение 1-2 лет, именно они составляют сейчас большую часть законсервированного фонда.

Сланцевые компании не могут допустить резкого падения добычи, ибо тогда им не на что будет списывать уже вложенные деньги. При малейших возможностях они будут наращивать бурение. Предстоящее повышение нефтяных цен вызовет второй сланцевый бум, но он станет слабым подобием первого, потому что через год-два хороших участков для бурения уже не останется.

Однако для повышения добычи вовсе не обязательно иметь огромные сланцевые пласты площадью в десятки тысяч квадратных километров. Технологии многоступенчатого гидроразрыва способны оживить сотни пластов низкой проницаемости на давно известных месторождениях. В Западной Сибири, например, уже 25 лет не могли повысить отдачу газоконденсатных скважин ачимовских отложений, а сейчас задача решается как многостадийным, так и крупномасштабным гидроразрывом. Подобные работы вовсю идут и в США, и в Канаде, Китае, и в других нефтяных регионах. Для получения хорошего результата нужны только два условия: достаточная мощность пласта (более 15 м) и отсутствие подстилающей воды.

Таким образом, перспектива не столько в конкретных месторождениях, сколько в технологиях, позволяющие приобщить к разработке низкопроницаемые горизонты. Тут впереди еще непочатый край работы. Ибо нынешние коэффициенты извлечения нефти (5-6%) никак не устроят рачительного хозяина; нужно уже сейчас думать о вытеснении нефти водой, хотя это нам пока недоступно.

4. РЕЗЮМЕ

1. Запасы газа крупнейших сланцевых месторождений США достаточны для поддержания текущего уровня в течение 4-5 лет, с ростом газовых цен в 1,5-2 раза этот период увеличится до 7-8 лет при постепенном снижении добычи.

2. Доказанные запасы сланцевой нефти на четырех крупнейших месторождениях США выбраны на 59%. Произошедший рост цен ускорил бурение на площади Permian Basin в 1,5 раза, а на других месторождениях отразился слабо. Тем не менее, в нынешнем году вероятен некоторый рост добычи сланцевой нефти за счет разбуривания оставшихся высокопродуктивных участков. Затем добыча в США будет медленно падать, уже не реагируя на рост цен.

3. По мере выработки наиболее продуктивных запасов количество активных буровых станков будет все меньше влиять на отдачу сланцевых месторождений. За последние 5 месяцев на месторождении Permian Basin от 18 до 32% пробуренных скважин не вводятся в эксплуатацию, а консервируются.

4. Таким образом, нефтяные экспортеры могут не опасаться возрождения сланцевой нефти; новое бурение уже не в состоянии надолго компенсировать истощение ранее вовлеченных в разработку запасов.

5. Тем не менее, трудноизвлекаемые запасы являются неплохим подспорьем для нефтяной отрасли; они особенно полезны в старых нефтяных районах, где уже имеется промысловая инфраструктура и опытные кадры. Как говорится, что ни делается – все к лучшему…:)

http://www.angi.ru/news/2845356-%C0%EB%E5%EA%F1%E0%ED%E4%F0%20%D5%F3%F0%F8%F3%E4%EE%E2%3A%20%CD%E5%F4%F2%FF%ED%FB%E5%20%FD%EA%F1%EF%EE%F0%F2%E5%F0%FB%20%EC%EE%E3%F3%F2%20%ED%E5%20%EE%EF%E0%F1%E0%F2%FC%F1%FF%20%E2%EE%E7%F0%EE%E6%E4%E5%ED%E8%FF%20%F1%EB%E0%ED%F6%E5%E2/

arcver.livejournal.com

АЛЕКСАНДР ХУРШУДОВ: Перспективы сланцевой нефти так же призрачны, как и сланцевого газа

АЛЕКСАНДР ХУРШУДОВ: Перспективы "сланцевой нефти" так же призрачны, как и сланцевого газа Москва.  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». 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.  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 проводит

filesclub.net

ПОЛОВИНА ДОКАЗАННЫХ ЗАПАСОВ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ УЖЕ ДОБЫТА | Блог Александр Хуршудов

Есть такое умное бухгалтерское слово «баланс». В нем скрупулезно подсчитаны потенциальные долги и доходы. Знающий человек по балансу может уверенно судить о состоянии компании.

Нефтяные страны и компании ведут баланс запасов нефти. Там тоже все разложено по полочкам: вот здесь доказанные запасы, их можно уверенно добывать при нынешних ценах, здесь – вероятные или возможные, могут и не подтвердиться, а там – потенциальные ресурсы, до которых еще добираться многие годы, а когда доберешься, глянь – а там пусто.

Я давно заметил, что «баланс» и «революция» - понятия несовместимые. В самом деле, ну какой «революционер» станет тщательно подсчитывать деньги, тонны или шансы? Некогда. Надо бегом Зимний брать, королю голову рубить, в крайнем случае, золотоносные участки столбить. А то не успеешь.

Поэтому организаторы «сланцевой революции» в США никаких балансов не подводили, а вместо них вооружились ПРОГНОЗАМИ. Это, прямо скажем, милое дело. Берешь площадь бассейна, толщину пласта, умножаешь на долю нефти-газа в нем, вот тебе и геологические запасы. Умножил еще на коэффициент отдачи (его брали оптом, с точностью до пол-литра), получил запасы извлекаемые. Вот таким путем и гремели по всему миру цифры запасов сланцевого газа в 200 трлн кубов, и сланцевой нефти в 45 млрд тонн.

Однако с тех пор прошло уже 3-4 года. Накопился опыт. Самое время его осмыслить, чтобы на этой базе чуток заглянуть в будущее. Вот этим мы сейчас и займемся. А начну я с американского месторождения Баккен.

1. Месторождение Bakken

По площади оно крупнейшее в мире. Территория в 520 тыс. кв. км, это чуть меньше площади Франции или Ханты-Мансийского округа. Но примерно треть этой территории находится в канадских провинциях Саскачеван и Манитоба, где больших успехов не наблюдается. Там пробурена 2591 скважина, общая добыча составляет 7,8 тыс.т/сут (2,8 млн т/год), а средний дебит скважин 3 т/сут. За прошедшие два года он уменьшился на 40 %.

Основная добыча месторождения приходится на американский штат Северная Дакота. Взглянем на карту толщин пласта (рис.1). В центре она достигает 27-36 м, а по краям – меньше 9 м.

Рис. 1 Карта равных толщин пласта месторождения Баккен. Источник EERC

А теперь взглянем на карту пробуренных скважин (рис.2). Видно, что больше всего их пробурено в зоне максимальных толщин.

Рис.2. Карта пробуренных скважин, Баккен, Северная Дакота и Монтана. Источник http://www.aei.org

У этих рисунков немного отличаются масштабы. Но если присмотреться к расположению протекающей реки, хорошо видно – больше всего скважин пробурено к северо-западу от нее, в зоне толщин пласта более 36 м. Это очень хорошие скважины. Некоторые из них уже дали 150 тыс. т нефти за 5-7 лет и продолжают работать. Такой результат неплох даже для нашей Западной Сибири, а уж для США это в разы лучше среднего уровня. Но есть еще детали.

Заметьте, на севере площади толщина пласта 27-36 м, а скважин мало. На западе толщина тоже приличная, а скважин и вовсе нет. Что бы это значило?

Это значит, там изменяется состав породы. Меньше песчаных фракций, больше глинистых, а они снижают проницаемость, и соответственно, дебит скважин. В десятки и сотни раз. Плюнет такая скважина 50-100 тонн да и заглохнет.

А поскольку масштабы на картах есть, то легко подсчитать, что зоны большой толщины и высокой продуктивности в штате Северная Дакота занимают 12 тыс. км2, и примерно такую же площадь занимают блоки с продуктивностью средней. Это тоже много, но все же не Франция, в 17 раз меньше.

В среднем на 2 км2 бурится 3 скважины. Сейчас в Северной Дакоте уже пробурено их 10112 шт. Следовательно, как минимум, 56 % высокопродуктивных площадей уже разбурено. Запомним эту цифру. И перейдем к месторождению Игл Форд (рис.3).

2. Месторождение Eagle Ford

Рис. 3. Карта толщин пласта месторождения Игл Форд. Источник EOG Resources

На этом месторождении продуктивный пласт более мощный, его толщина достигает 100 м. Но зато он состоит из карбонатных пород, нефть здесь находится в трещинах, а их относительно мало. К тому же нефть содержится только в северной части, южнее – газ с конденсатом и сухой газ. Посмотрим, где начинали бурить на этом месторождении три года назад (рис.4).

Рис. 4. Карта точек бурения на месторождении Игл Форд, 2012. Газовых скважин 878, нефтяных – 2440, разрешений на бурение 5098. Источник RRC Texas

Разумеется, почти все пробуренные скважины числом 2440 сконцентрировались в зоне больших толщин, и 5098 разрешений на бурение – тоже. А теперь сравним с нынешней картиной (рис.5).

Рис. 5. Карта точек бурения на месторождении Игл Форд, 2015. Газовых скважин 4652, нефтяных – 9322, разрешений на бурение 5262. Источник RRC Texas

Где ж тут еще бурить? Высокопродуктивная зона уже истыкана, как решето. Пользуясь тем же методом, находим, что ее площадь равна почти 8 тыс. км2, это 15,6 % всей территории месторождения. На ней можно разместить 12 тыс. скважин, но из них 9322 скважины уже пробурены. Следовательно, зона разбурена на 77,7 %. Запомним и эту цифру и перейдем к месторождению Monterrey в Калифорнии.

3. Формация Monterey

Еще 2 года назад это месторождение было «надеждой Америки». Американское энергетическое агентство EIA в 2012 г. отнесло Monterey к гигантам с извлекаемыми запасами в 1877 млн.т. Площадь его 4,5 тыс. км2. Здесь мы имеем дело с самыми настоящими сланцами, хотя они сильно переслоены доломитами, глинами и пылеватыми песчаниками. Глубина залегания пласта 1800-4500 м, толщина варьирует от 100 до 600 м. Но проницаемость его ничтожно мала. Меня сразу насторожило, что добыча из такого «гиганта» составляла тогда ничтожную величину 372 т/сут. И правильно насторожило.

Прошлым летом надежды на Monterey растаяли, как мираж в пустыне. EIA «пересмотрело» свою оценку извлекаемых запасов и снизило ее аж в 25 раз (небольшая такая поправочка!) - до 75 млн. т. Коротко остановлюсь на том, почему там нельзя добыть много нефти.

При гидроразрыве пласта в любых породах образуются трещины. Но в крепких песчаниках, известняках или доломитах после заполнения песком они не смыкаются из-за прочности самой породы. А пластичные породы – глины, аргиллиты и сланцы деформируются при самых малых нагрузках, поэтому трещины в них «затекают» и приток из них прекращается (рис. 6).

Рис.6. Смыкание трещин гидроразрыва в пластичных слоях глины или сланца

Подобные слоистые платы в мире распространены намного шире, чем монолиты Баккена толщиной до 40 м. Именно этим и объясняются убогие отборы сланцевой нефти на других месторождениях США, а также в других странах. В частности, пласты баженовской свиты в Западной Сибири имеют такую же слоистую структуру; вот почему в течение уже двух лет получить из них приличную нефть не удается. Хотя наш министр-администратор c подачи EIA уже успел доложить о «колоссальных» перспективах президенту, уже и налоги с этой нефти отменили, и с американскими компаниями заключили альянсы. А вот поди ж ты – ПРИРОДА ПРОТИВ. Спасибо ей за это.

4. Формация Permian Basin

Этот огромный старый нефтяной район занимает северо-запад штата Техас и часть Нью-Мексико. В нем сравнительно недавно обнаружены пласты с трудноизвлекаемыми (сланцевыми) запасами нефти. Самый крупный из них носит название Wolfcamp, два других – Spraberry и Bone Spring.

Пласт Wolfcamp залегает на глубинах 1700-3300 м, общая площадь 45,5 тыс. км2. Толщина пласта 450-780 м, но он разделен, по меньшей мере, на 4 части непроницаемыми прослоями. Информация о Wolfcamp весьма отрывочна, однако за последние 4 года только в техасской части месторождения выдано 39 тыс. разрешений на бурение, добыча нефти выросла в 1,6 раза, а конденсата – в 5,6 раза. В целом по двум штатам добыча нефти достигла 2 млн барр./сут; это единственное месторождение, где она продолжает расти. На рис.7 зелеными точками показано расположение нефтяных скважин; высокая плотность бурения указывает на зоны повышенной продуктивности.

Рис.7. Расположение скважин формации Permian Basin. Нефтяные скважины – зеленые, газовые - красные

5. Подведем баланс

Три года назад EIA составило оценку нефтяных запасов США, из которой я выбрал данные по крупным сланцевым месторождениям (см. таблицу). Более поздних данных нет.

Для начала отметим три момента:

1) Запасы подсчитаны при ценах нефти более $100 за баррель. При нынешних ценах надо бы их вдвое сократить. Но мы пока не будем.

2) За прошедшие 4 года почти половина доказанных запасов (45,7%) уже добыта. Даже если нефтяные цены вырастут вдвое, остатки запасов будут выбраны за 3-4 года.

3) Зато в США очень много «технически извлекаемых» запасов, которые, увы, невыгодно добывать.

Что они собой представляют? Это территории с малой толщиной продуктивного пласта и самой плохой проницаемостью. Больше 10-15 тыс. т нефти из таких скважин добыть нельзя. Это не окупает затрат, потому бурить их в ближайшие годы не будут.

А в отдаленном будущем? Не знаю. Всего лишь 20 лет назад мы жили без интернета и мобильной связи. Кто скажет, чему мы будем удивляться еще лет через двадцать?

×

cont.ws