Сланцевая нефть. Перспективы промышленной добычи в мире. Часть 2. Сланцевая нефть перспективы


ПЕРСПЕКТИВЫ «СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ» ТАК ЖЕ ПРИЗРАЧНЫ, КАК И СЛАНЦЕВОГО ГАЗА

 

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 м2. 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 10-12 м2. 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. 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 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. м3 газа. За 3 года добыто 66 млн. т нефти и газового конденсата, 82,6 млрд. м3 газа. Начальные дебиты скважин достигают 480 т/сут, но уже в течение первого года снижаются в 2,5 раза, в течение второго – почти в 10 раз. Средний дебит нефти или конденсата 19 т/сут, газа 13 тыс. м3/сут.

Темпы разбуривания Eagle Ford поражают. Такого в мире еще не было. В позапрошлом году на месторождении  работало 266 буровых станков, это 10 % всех буровых установок планеты. Только за прошлый год количество пробуренных скважин выросло более чем в 2 раза, до 7509 шт. (рис. 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 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 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».   

maxpark.com

Сланцевая нефть. Перспективы промышленной добычи в мире. Часть 2

Сланцевая нефть. Перспективы промышленной добычи в мире.

В первой части статьи мы рассказали Вам об особенностях добычи сланцевой нефти. Прочитать ее можно здесь

Представляем Вам 2-ю часть, где речь пойдет о состоянии мирового рынка сланцевой нефти. 

Часть 2: Состояние мирового рынка сланцевой нефти

На сегодняшний день общемировой запас горючего сланца составляет порядка 650 триллионов тонн, из которых можно получить не менее 26 триллионов сланцевой нефти. Основные запасы месторождений горючего сланца сосредоточены в США – порядка 450 триллионов тонн, остальное приходит на Бразилию, Китай и Россию. Таким образом, США является безоговорочным лидером по запасам и, соответственно, добыче сланцевой нефти: на сегодняшний день Соединённые Штаты добывают до 6,5 миллионов баррелей нефти в сутки, что на 43% превышает показатели добычи в 2008 году.

Но не всё так радужно: заявленная себестоимость добычи в 20 долларов за баррель не имеет возможности окупиться при текущем невероятном снижении нефтяных котировок, когда в январе 2016 года цена барреля падала ниже 30 долларов. По подсчётам некоторых экспертов, порог рентабельности добычи сланцевой нефти превышает 50 долларов за баррель. Неудивительно, что при таком положении вещей наблюдается снижение потока инвестиций в казавшуюся перспективной сланцевую добычу: уже 27 января 2016 года две крупнейших компании, входящие в число главных нефтедобывающих компаний в США, объявили о сокращении капиталовложений из-за обвала цен на нефть. Это не предел, и при сохранении рекордно низких цен на нефть, эксперты ожидают не только сокращения добычи сланцевых углеводородов, но исчезновения некоторых добывающих компаний с рынка вовсе. В случае банкротства нефтедобывающих компаний, объемы добычи сланцевой нефти в США сократятся не менее, чем вдвое. Чем это может обернуться? Время покажет, а пока сланцевые лидеры рынка пытаются не сдавать свои позиции при стоимости нефти около 30 долларов за баррель, и с каждым днём это становится всё сложнее.

Уже сейчас оставшиеся на рынке компании работают фактически на грани рентабельности, а снижение нефтяных котировок хотя бы на 10% способно поставить большой и жирный крест на всём «сланцевом буме. Игроки должны были среагировать – и они среагировали. Текущие исследования рынка показали снижения объёмов бурения практически в два раза за последние полгода, хотя и не все месторождения относились к сланцевым. Снижение показателей бурения новых скважин не означает снижение показателей добычи нефти: закрывались наименее выгодные в плане добычи месторождения. Но и падение нефтедобычи не заставит себя долго ждать: для поддержания уровня добычи необходимы новые скважины, ведь старые очень быстро выдают свой максимум.

Анализ российского рынка нефтяного предложения показал, что объёмы добычи так же имеют тенденцию к снижению – на данном этапе добыча растёт не более, чем на 1% в год. Что любопытно: добыча на месторождениях, открытых еще при СССР, падает на 1,5% в год, а на новых месторождениях добыча растёт на 3%. Но это показатели добычи традиционной нефти. Какова ситуация с добычей сланцевой нефти? Возможна ли сланцевая революция в России? Вряд ли в среднесрочной перспективе. Несмотря на то, что запасы сланцевой нефти в России превышают запасы традиционной, разработка этих месторождений нерентабельна: затраты на добычу трудноизвлекаемых углеводородов в несколько раз выше, чем традиционных, а после введения санкций США и Евросоюзом становится куда более затруднительным – необходимое оборудование для гидроразрывов не производят в России, а привлечение иностранной экспертизы и финансирования видятся в далёком и туманном будущем. Однако запасы традиционной нефти в России близки к 80 млрд баррелей, что приблизительно равно 20 годам добычи, а геологические разведки позволяют открывать новые залежи традиционной нефти. Таким образом, разработка сланцевых месторождений в России на данный момент не является приоритетной за счет своей нерентабельности. Возможно, в будущем приоритеты поменяются – богатые залежи горючих сланцев могут дождаться лучших времён и улучшения технологий их добычи.

Хотелось бы привести слова общепризнанного эксперта в области развития углехимической промышленности Алексея Конторовича: «Мы тоже должны готовиться к тому, что в перспективе нам придется работать по этому направлению. И у нас есть целый ряд районов, где можно добывать такую нефть из сланцев. Самый главный район – это Западная Сибирь, в которой находится уникальная Баженовская свита. Сейчас эта работа в стране уже ведется, создаются полигоны, и целый ряд институтов подключен к этому процессу». И если настоящие светила на передовой углехимического развития видят перспективу в добыче сланцевых углеводородов, не повод ли это подойти к вопросу развития нефтедобывающих технологий вплотную?

Продолжение следует…

В третьей и последней части статьи Вы узнаете о влиянии сланцевой нефти на рынок традиционной нефти

По вопросам проведения маркетинговых исследований и мониторингов обращайтесь по следующим контактам:

Телефоны: +7 495 741 9731; +7 967 097 1737

E-mail: [email protected]; www.vershina.biz

© ООО «МА «Вершина»,при использовании материала ссылка на сайт www.vershina.biz обязательна

Поделиться ссылкой:

Понравилось это:

Нравится Загрузка...

Похожее

vershina.biz

Мой блог...: Сланцевая нефть

Сразу несколько публикаций на тему “сланцевой нефти” (у нас прежде называли “сланцевое масло” - смесь твердых углеводородов и других органических соединений, содержащих азот, кислород и серу, которая образуется при пиролизе органической части горючих сланцев).

Сегодня эти технологии развиваются быстрее всего в США, но скоро они могут повлиять на мировую экономику. Выиграют от этого импортеры нефти, а проиграют - традиционные экспортеры нефти, в том числе и Россия.

“Российская газета”

К 2035 году мировые цены на "черное золото" могут рухнуть на 25-40 процентов, то есть до 60 долларов за баррель. Виновником падения окажется сланцевая нефть, уровень добычи которой по всему миру составит к тому времени 14 миллионов баррелей в день - 12 процентов от сегодняшних объемов традиционных баррелей, говорится в отчете компании PricewaterhouseCoopers. Однако эксперты "РГ" полагают, что через 20 лет человечество вообще перестанет нуждаться в нефти - и в натуральной, и в сланцевой.

Но аналитики PwC в перспективы сланца все-таки верят. "Снижение мировых цен на нефть в результате роста предложения сланцевой нефти может оказать значительное воздействие на будущее мировой экономики, так как появится возможность добывать нефть в больших объемах за те же деньги", - отмечает главный экономист компании Джон Хоксуорт. И процесс добычи, по мнению зарубежных аналитиков, будет развиваться во всем мире постепенно. Но в итоге чуть больше, чем через двадцать лет, благодаря разработке сланцевых месторождений мировой ВВП вырастет на 2,3-3,7 процента. В реальном выражении получается 1,7-2,7 триллиона долларов в нынешних деньгах. По оценке Хоксуорта, это все равно, что к общему мировому ВВП добавилась бы еще одна экономика размером с экономику Великобритании.

Правда, счастливчиками, вытянувшими выигрышный сланцевый билет, окажутся далеко не все страны. Хорошие перспективы, по мнению аналитиков PwC, ожидают импортеров нефти. Так, у Индии и Японии благодаря одной только сланцевой нефти есть все шансы поднять собственный ВВП на 4-7 процента к 2035 году. У США, Китая, Германии и Великобритании перспективы чуть скромнее - рост экономики через двадцать лет на 2-5 процента.

А вот крупные страны - экспортеры нефти будут подсчитывать потери. Пострадают страны Ближнего Востока и Россия. По оценке PwC, в 2035 году ВВП нашей страны может снизиться на 1,2-1,8 процента. И чтобы избежать этого, выход только один - масштабная разработка собственных сланцевых месторождений. Но как раз в этом аспекте не только Россия, но и вообще весь мир упирается в главную проблему - оценку запасов сланцевой нефти и газа на планете. "Даже данные департамента энергетики США по запасам сланцевой нефти постоянно меняются. А в Польше в 2012 году оценка запасов сланцевого газа уменьшилась сразу в десять раз", - комментирует ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников Рустам Танкаев. Заявления о запасах газа и нефти в сланцах сильно политизированы, и поэтому по заявлениям в СМИ трудно оценить реальные запасы сланцевого газа и нефти, а главное - необходимость их добычи из сланцевых месторождений, добавляет он.

Но между тем сланцевый бум или даже "сланцевая революция" продолжает набирать обороты по всему миру. Он начался около трех лет назад, когда США перестали импортировать природный газ. Затем США обогнали Россию по объемам добычи природного газа, продержавшись, правда, на вершине пьедестала только год. "Но в целом этот бум возник после того, как США приняли доктрину энергетической безопасности, по которой они должны производить потребляемые энергоносители на своей территории. После чего сланцевые месторождения в США освободили от налогов", - рассказывает Танкаев. По его оценкам, в итоге получилось так, что добытчики сланцевого газа получают дотацию от правительства. Если США начнут экспортировать природный газ, то они в неявном виде будут дотировать экономику стран - покупателей своего газа. Вряд ли американские налогоплательщики поддержат этот бизнес. "Даже при наличии дотаций разработчики месторождений сланцев находятся на грани рентабельности. Кроме того, нельзя уйти от того факта, что, когда в мире падает цена на нефть или газ, падает и рентабельность добычи углеводородного сырья из сланцев", - добавляет Танкаев. Выходит, что окупить добычу такой нефти пока невозможно.

При этом сланцевых месторождений достаточно и в России. По словам Танкаева, довольно значительная их часть сосредоточена на западе страны. "И они тоже нерентабельны. При этом у нас даже разведанные запасы обычного газа используются не больше, чем на 60 процентов", - говорит эксперт Союза нефтегазопромышленников России. Да и помимо того, что сланцевая нефть - дорогое удовольствие, ее добыча сопряжена с двумя экологическими рисками - загрязнением подземных вод, которые во многих регионах мира являются единственным источником питьевой воды, и угрозой землетрясений магнитудой в 2-4 единицы по шкале Рихтера, отмечает Танкаев. Такие землетрясения в прошлом году наблюдались, например, в Великобритании, в районах добычи сланцевого газа. Как и в России, так и в Европе, запасы сланцев расположены зачастую в густонаселенных районах, и поэтому добывать их может быть не очень безопасно, считает аналитик.

Да и обычная нефть в долгосрочной перспективе может стать серьезной экологической угрозой, считает Танкаев. Речь идет о том времени, когда необходимость в "черном золоте" уже отпадет и надо что-то будет делать с разбуренными месторождениями. Опыт показывает, что ликвидированные скважины через 20 лет теряют герметичность и начинают пропускать нефть и газ на поверхность земли. Как известно, в местах разлива нефти гибнет все живое, а природный газ метан уничтожает озоновый слой в атмосфере. В результате оставшиеся запасы нефти придется просто уничтожать, дабы избежать экологических катастроф. И такая технология была разработана еще в СССР, где были выведены специальные бактерии для разложения нефти на углекислоту и воду. К сожалению, они работают только под землей, так как гибнут на воздухе.

По расчетам Танкаева, ждать момента, когда нефть перестанет быть необходимой, осталось не то чтобы очень долго. Наш эксперт называет тот же самый год, что и аналитики PwC в отчете по сланцу, - 2035 год. "В тот момент, когда нужда в нефти отпадет, в России еще останется около 50 процентов геологических запасов нефти. Скорее всего, тогда уже будут применяться новые виды топлива для транспорта", - прогнозирует Танкаев. Альтернатив нефти несколько, они общеизвестны - электричество, вода, газ. "Сейчас многие компании вкладывают очень большие деньги в развитие альтернативных видов топлива. И поэтому очевидно, что в какой-то момент экономически целесообразный способ будет найден", - резюмировал Танкаев.

Но в любом случае России, считают эксперты, надо готовиться к тому, что мощный источник дохода ее бюджета может иссякнуть. Так что есть резон уже сегодня начать готовить ему замену. Лишним не будет.

“Ведомости”

PricewaterhouseCoopers (PwC) предрекает миру новую всемирную энергетическую революцию — сланцевой нефти. За 2004-2011 гг. объемы ее производства в США выросли почти в 5 раз: со 111 000 баррелей в день до 553 000. Импорт нефти в США сокращается: в этом году ожидается рекордное за 25 лет падение поставок. А оценки запасов сланцевой нефти растут: в 2007 г. залежи оценивались в 4 млрд баррелей, в 2010 г. — в 33 млрд.

По оценкам BP, сланцевый бум позволит США выйти на первое место по добыче нефти уже в этом десятилетии, а в 2030 г. стать независимыми от внешних поставщиков. С учетом наблюдающихся темпов добычи сланцевой нефти США могут не только полностью обеспечить себя нефтью и отказаться от импорта, но и стать экспортером, указывал председатель концерна Shell в России Оливье Лазар: США уже не закупают легкую нефть.

Последствия бума сланцевой нефти в США видны уже сейчас, пишет PwC: цена нефти на внутреннем рынке в США отрывается от глобальных индексов (см. инфографику). А если сланцевая революция распространится и за пределами США, то цены снизятся во всем мире, продолжают авторы.

Оценки мировых запасов нефти расходятся — от 330 млрд баррелей до 1,5 трлн. BP прогнозирует, что до 2020 г. весь рост нефтедобычи в мире придется на нетрадиционные источники — тяжелую нефть, нефтеносные пески, сланцы и биотопливо, а с 2020 по 2030 г. они обеспечат 70% роста добычи. По расчетам PwC, к 2035 г. добыча сланцевой нефти составит 14 млн баррелей в день, или 12% всей нефтедобычи.

Если ОПЕК будет готов поставлять на рынок меньше, чтобы поддержать котировки, цена нефти может упасть до $100 за баррель (в реальном выражении) вместо $127-133 к 2035 г., как прогнозируют Международное энергетическое агентство и Управление энергетической информации США. Но если страны ОПЕК не смогут договориться о снижении добычи, нефть подешевеет еще сильнее — до $83 за баррель.

Мировая экономика останется в выигрыше: по оценкам PwC, объем мирового ВВП к 2035 г. может быть на 2,3-3,7% выше, чем при более дорогой нефти. Чистые экспортеры могут рассчитывать на дополнительные 2-5% ВВП. А крупные экспортеры нефти, такие как Россия и страны Ближнего Востока, в долгосрочной перспективе могут понести существенные потери, если только они не начнут крупномасштабное освоение своих собственных залежей сланцевой нефти, предупреждает PwC.

В последние годы в США действительно произошел технологический прорыв, говорит директор по аналитике московского нефтегазового центра Ernst & Young Денис Борисов. Но нефтяная сланцевая революция вряд ли будет сопоставима с газовой по масштабам и влиянию на баланс спроса и предложения и уровень цен, отмечает он. К тому же для сланцевого бума должны быть обеспечены благоприятные условия, подчеркивает PwC. Развитие сланцевых ресурсов за пределами США продвигается слишком медленно: этому процессу мешают несовершенное законодательство, неразвитая инфраструктура и логистика, отсутствие необходимых навыков и технологий. Добыча небольших объемов сланцевой нефти может начаться не ранее 2015 г. и лишь к 2018 г. может достичь 1 млн баррелей в день.

Пока сланцевая революция практически не поддается экспорту: подходящее сочетание геологии, либерального регулирования, частной собственности на недра, дешевых кредитов, технологий и развитой нефтетранспортной инфраструктуры существует только в США и Канаде.

В России также есть потенциал роста добычи трудноизвлекаемой нефти, замечает Борисов: к 2025 г. ее доля в общем балансе может составить 10%, хотя сейчас не достигает и 1%. Главное, чтобы были созданы оптимальные налоговые условия, подчеркивает он.

petersobolev.blogspot.com

Сланцевая нефть. Перспективы промышленной добычи в мире. Часть 1

Сланцевая нефть. Перспективы промышленной добычи в мире.

Часть 1: Технология добычи сланцевой нефти

Пока в мировой экономике кипят нешуточные страсти по неожиданным взлётам и падениям нефтяных котировок, экспертов нефтяного рынка волнуют другие вопросы. Подорожание нефти эталонной марки Brent волнует многих, но чем грозит повышение цены на нефть? Не всё так однозначно, пока на пятки традиционной нефти наступает её “младший брат” – керогеновая, или сланцевая, нефть.

Что известно об этом перспективном направлении? Технология извлечения сланцевой нефти на порядок сложнее, чем  добыча традиционного «чёрного золота».  Главные нефтедобывающие страны в вопросе керогеновых ископаемых – США (более 12% нефтедобычи от общего нефтяного рынка, включая традиционные углеводороды согласно данным ОПЕК за 2014 год, и продолжает расти) и в меньшей степени Канада. Освежим память в истоках вопроса нетрадиционной нефти и идущей на спад “сланцевой революции”.

Горючий сланец состоит из минеральных и органических частей, собственно, керогена. Чем выше концентрация керогена в сланцах, тем выше качество добываемой нефти. Месторождения сланцев с концентрацией керогена выше 50-70% встречаются крайне редко, гораздо чаще можно встретить концентрацию порядка 10-30%. Что это значит? Очень просто. Газ и нефть, получаемые из горючих сланцев, требуют затрат не только на добычу, но и на последующую переработку для повышения качества. Также месторождения горючих сланцев с невысокой концентрацией керогена являются не самыми рентабельными в вопросе добычи.

Прошедшая в начале XXI века в США «сланцевая революция» начинает сдавать свои, казавшиеся устойчивыми, позиции. Дьявол, как обычно, крылся в деталях.

Дешёвые углеводороды, низкая себестоимость добычи, практически бесконечные запасы – все эти восторженные заявления экспертов на поверку оказались весьма и весьма преувеличенными. Причина очень проста: добыча сланцевых углеводородов не стабильна, а имеет прямую корреляция с факторами, не являющимися константой. К этими факторами относят как понижение цен на природный газ, так и удешевление традиционной нефти, не говоря о сложностях добычи и высоких экологических рисках при получении горючего, ведь технология добычи сланцевой нефти отличается от традиционной и сопряжена с определенными трудностями.

Если традиционная нефть залегает в пластах на глубине от 1-2 километра, то сланцевые месторождения находятся гораздо глубже – глубина залегания не менее 2-3 км. Также для добычи сланцевых углеводородов требуется не привычное вертикальное бурение, а более затратное горизонтальное или наклонное бурение по площади залегания. В большинстве случаев такой тип бурения сопровождается гидравлическими разрывами почвы в дополнение к энерго- и ресурсо- затратам на сам процесс. После бурения вертикальной скважины на 2-3 км вглубь, бур отклоняется вдоль пласта и бурит горизонтальную скважину, после чего для получения сырья производят гидроразрыв, и это только первый путь получения нефти. Второй сопряжен с термической обработкой керогена непосредственно в сланцевом пласте, после чего полученное вещество вытесняют на поверхность веществом-агентом, а залежи породы охлаждают.

Эти способы добычи требуют колоссальных затрат энергии и воды и оставляют после себя реагенты и выбросы метана – вопрос экологии стоит как нельзя остро. Кроме того, это увеличивает необходимый уровень инвестиций в разработку месторождений, а не каждая нефтедобывающая компания готова вкладываться в разработку месторождений, которые чуть больше, чем через год, изживут себя.

Одним из главных недостатков разработки сланцевых месторождений эксперты с сожалением называют недолговечность подобной скважины – слишком высокий темп падения дебетов. Изначально при бурении горизонтальная скважина показывает высокий дебет благодаря гидроразрывам почвы, однако эти темпы быстро снижаются примерно через 400 дней после начала бурения и показатели добычи падают примерно на 80%.  Конечно, снизить риски падения дебетов можно при поэтапном бурении скважин, что даст невысокие нефтедобывающие показатели вначале и становится экономически более затратно, чем однократное бурение.

Продолжение следует…

Во второй части статьи Вы узнаете о текущем состоянии мирового рынка сланцевой нефти.

По вопросам проведения маркетинговых исследований и мониторингов обращайтесь по следующим контактам:

Телефоны: +7 495 741 9731; +7 967 097 1737

E-mail: [email protected]; www.vershina.biz

© ООО «МА «Вершина»,при использовании материала ссылка на сайт www.vershina.biz обязательна

Поделиться ссылкой:

Понравилось это:

Нравится Загрузка...

Похожее

vershina.biz

перспективы сланцевой нефти сильно переоценены —

Нефть стремительно дешевеет. Это, определённо, плохие новости для производителей углеводородов, и, в частности, для США, которые очень рассчитывают на своё «сланцевое чудо». Для многих месторождений добыча нефти стала бесприбыльной при цене 70 долларов за баррель. Крайне мало останется тех, для кого добыча нефти не будет убыточной при цене 50 долларов за баррель. 

Итак, добыча нефти для США неминуемо станет убыточной, если текущие цены сохранятся достаточно долго. Но даже если цены вскоре пойдут вверх, согласно новым данным, общие объёмы добываемой в Америке сланцевой нефти окажутся намного ниже, чем оценивалось ранее.

Эксперт в нефтяной отрасли Дэвид Хагис собрал и проанализировал огромный объём данных, связанных с перспективами американских сланцевых месторождений. Анализ показал стремительное истощение всех месторождений. В среднем через год сокращение объёмов добычи сланцевой нефти составляет 70 процентов, на третий год — уже на 85 процентов. И это учитывая, что в настоящее время ведётся разработка наиболее перспективных месторождений — то есть, с годами даже лучшие результаты будут уступать нынешним.

Америка строит свои планы по «энергетической независимости» на ошибочных предпосылках. Хуже того, страна упускает период пика нефтяной добычи, который можно было бы использовать для строительства инфраструктуры для следующей энергетической эры (какой бы она не оказалась). Хагис пишет:

«Давайте посмотрим правде в глаза: с каждым годом объёмы добычи с каждой скважины снижаются на 45 процентов. Самые перспективные месторождения уже разрабатываются. Необходимо бурить по 1,5 тысячи скважин в год только для того, чтобы поддерживать объёмы добычи на одном уровне. Кроме того, качество новых месторождений может быть вполовину ниже, чем у наиболее перспективных, и тогда мы сталкиваемся с необходимостью бурить не полторы, а три тысячи новых скважин в год. При этом стоимость разработки каждой скважины остаётся той же. Для того чтобы разработка месторождения оказалась прибыльной, цены на нефть должны быть намного выше. Сейчас мы занимаемся лучшими месторождениями, так что со временем ситуация будет только усугубляться. Нам нужны будут всё более и более высокие цены.

Управление энергетической информации США составило неоправданно оптимистические прогнозы, касающиеся добычи сланцевой нефти, и дало чрезмерно оптимистичные оценки, касающиеся её цены. Считается, что значительная часть инфраструктуры возводится в настоящее время с учётом низких цен в ближайшем будущем. Но объективные данные говорят о другом. При тех низких ценах, которые мы наблюдаем сейчас, мы увидим гораздо более стремительное  снижение производства, чем ожидаем. При самом лучшем раскладе поток инвестиций в разработку новых скважин не прекратится, и не будут введены ограничения, связанные с охраной окружающей среды. Но даже в этом случае среднесрочная и долгосрочная перспектива сланцевых месторождений выглядит удручающе.

К сожалению, корпорации склонны мыслить только мерками ближайшего квартала или двух. Политики в состоянии волноваться только о том, что произойдёт до следующих выборов. Между тем для составления плана энергетической стабильности страны необходимо тщательно просчитывать варианты развития ситуации на десятилетия вперёд.

Если смотреть вперёд, в будущее, где запасы нефти и газа будут истощаться, то для достижения энергетической стабильности стоило бы найти способы расходовать меньше. Кроме того, в этот лучший для энергетики период необходимо подумать о строительстве инфраструктуры, которая даст людям альтернативу высокому уровню потребления энергоресурсов».

Источник перевод для MixedNews — Полина Шелест Loading...

mixednews.ru

Консалт - Перспективы развития добычи сланцевой нефти в России очень благоприятны

 

Россия начнет активнее заняться добычей сланцевой нефти. Как пишут «Известия» со ссылкой на поправки в закон «О недрах», разработанные Минприроды, нефтяники уже с 2019 года смогут тестировать новые способы добычи таких запасов. Предполагается, что нефтяные компании смогут получить в разработку специально создаваемые полигоны, на которых будут отрабатываться новые технологии добычи сырья. Получить такой полигон можно по заявке или по итогам конкурса.

Сланцевая нефть относится к трудноизвлекаемым видам сырья – она лежит глубоко под землей, и добраться до нее крайне сложно. Поэтому нефтяники в РФ отдают предпочтение традиционной нефти, и наша страна стала ведущим производителем, почти не используя сланцевые месторождения. Однако легкодоступные запасы истощаются, что побуждает власти искать другие источники увеличения добычи. Пока масштабно сланцевая нефть добывается лишь в США. Между тем, Россия также имеет значительные ресурсы этого вида топлива. Так, расположенная в Западной Сибири группа нефтеносных пород, известная как баженовская свита, по оценкам экспертов, может обеспечить будущее российской нефтяной отрасли – в ней сосредоточены крупнейшие в мире запасы сланцевой нефти. Необходимо параллельно развивать как традиционные, так и трудноизвлекаемые ресурсы, и на помощь здесь должно прийти государство, уверены опрошенные агентством «Прайм» эксперты. «Проблема в том, что действующие месторождения у нас во многом истощены, прежде всего, в той же Западной Сибири. Новых традиционных не так много, а в нераспределенном фонде – почти ничего. Последним из крупных  промыслов был введен Ванкорский кластер. Но на разработку необходимо время и деньги, компании не спешат», – рассуждает старший аналитик по нефтегазовому сектору ФК «Уралсиб» Алексей Кокин. Ведущий аналитик Фонда национальной энергобезопасности Игорь Юшков напомнил, что Россия, по данным американских исследований, занимает первое место в мире по запасам нетрадиционной нефти благодаря баженовской свите. «Однако технологий для развития там коммерческой добычи у нас пока нет, хотя их разработкой занимаются ведущие нефтяные компании. До санкций они намеревались привлечь к этому крупнейшие зарубежные концерны, однако теперь приходится действовать своими силами, как и на шельфе. Вот Минприроды и пытается стимулировать российских игроков путем изменений в законодательстве», – рассуждает он. Эксперты подробно остановились на технических сложностях с освоением подобных месторождений. «Попытки добычи сланцевой нефти в Западной Сибири начались еще в советское время, однако до сих пор успехи недостаточны для того, чтобы компании могли целенаправленно распределить капзатраты с учетом этих проектов. Хотя сейчас технологии продвинулись лучше, чем, скажем, было 10 лет назад, гарантий коммерческого успеха по-прежнему нет. Дело в том, что геологическое строение сланцев в Западной Сибири отличается от американской породы, и буквальный перенос технологий не удастся. Даже с учетом американского опыта это может занять не год и не два», – указал Кокин.С одной стороны, принципиального отличия технологий нет, да и сами эти технологии постоянно совершенствуются. С другой – многое по-прежнему делается методом проб и ошибок, и компании не могут позволить себе масштабные инвестиции без гарантированной прибыли. Поэтому значимого прорыва в этом направлении мы пока не наблюдаем.Эксперты затрудняются оценить сроки начала промышленной добычи сланцевой нефти, однако согласны с мыслью, что это потребует как минимум нескольких лет. «Прорыв будет, когда какая-либо компания в РФ сможет изобрести и применить технологии, позволяющие поставить добычу сланцевой нефти на коммерческие рельсы. В этой ситуации, с учетом поддержки властей и налоговых льгот, которые предоставляет государство разработчикам подобных месторождений, добыча станет выгодной даже при высокой себестоимости, и все начнут использовать новые возможности», – отметил Кокин.В целом перспективы развития сланцевых технологий в России очень благоприятны. Оценки запасов Западной Сибири высокие, кроме того, в отличие от США, в регионе уже есть вся необходимая инфраструктура, поскольку традиционная добыча там ведется десятилетия. «Баженовская свита находится как раз под этими месторождениями, есть все необходимое – начиная от бурения, рабочих поселков, дорог и заканчивая трубопроводами. Фокус будет на технологиях бурения скважин и гидроразрыва пласта – все это сложно, но технически возможно», – уверен представитель «Уралсиба».   Мы видим, что отсутствие подобной инфраструктуры в Арктике создает серьезные проблемы в разработке арктического шельфа, согласен Юшков. Для строительства всего этого требуются гигантские вложения, а в случае с бажановской свитой нужен всего лишь технологический рывок. «Не зря раньше говорили, что под Западной Сибирью находится еще одна Западная Сибирь. Сейчас уже ясно, что запасов нефти там больше, чем в традиционных месторождениях, осталось научиться ее добывать. Рано или поздно это произойдет – налицо пример США, которые тоже развивали сланцевую добычу еще с 70-х годов прошлого века, а теперь добывают там более трети всех объемов. Параллельно разрабатываются и другие направления, которые смогут «выстрелить» в будущем. Таким путем следует идти и нам», – заключил он. Мировые цены на нефть снизились на фоне выхода данных американской нефтегазовой сервисной компании Baker Hughes, a GE Company (BHGE) о росте числа буровых установок в США.По итогам биржевых торгов в Лондоне и Нью-Йорке цена мартовских фьючерсов на североморскую нефтяную смесь марки Brent понизилась на 1,06 долл., до 69,46 доллара за баррель, а цена мартовских фьючерсов на нефть марки WTI – на 0,58 долл., до 65,56 доллара за баррель.

www.omt-consult.ru

ПЕРСПЕКТИВЫ «СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ» ТАК ЖЕ ПРИЗРАЧНЫ, КАК И СЛАНЦЕВОГО ГАЗА

 

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 м2. 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 10-12 м2. 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. 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 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. м3 газа. За 3 года добыто 66 млн. т нефти и газового конденсата, 82,6 млрд. м3 газа. Начальные дебиты скважин достигают 480 т/сут, но уже в течение первого года снижаются в 2,5 раза, в течение второго – почти в 10 раз. Средний дебит нефти или конденсата 19 т/сут, газа 13 тыс. м3/сут.

Темпы разбуривания Eagle Ford поражают. Такого в мире еще не было. В позапрошлом году на месторождении  работало 266 буровых станков, это 10 % всех буровых установок планеты. Только за прошлый год количество пробуренных скважин выросло более чем в 2 раза, до 7509 шт. (рис. 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 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 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».   

maxpark.com