Сланцевая нефть может помочь России сохранить лидерство на нефтяном рынке. Сланцевая нефть рф


Сланцевая нефть России Текст научной статьи по специальности «Геология»

УДК 553. 983

Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова

Сланцевая нефть России

Началом современной промышленной разработки сланцевых углеводородов (сначала газа, а затем и нефти) принято считать 2002 г., когда в США началось бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом и закачкой пропантов [1, 2]. Это событие при всей его значимости не должно затмевать того факта, что добыча сланцевых нефти и газа в мире из поверхностных обнажений с помощью вертикальных скважин началась на 200-250 лет раньше.

Первой нефтегазоматеринской сланцевой формацией, признанной в науке, является российская доманиковая свита (семилукский горизонт франского яруса верхнего девона), о которой еще в 1692 г. сотрудник голландского посольства в России Николаас Витсен писал, что на р. Ухта (Тиманский кряж, Республика Коми) из воды выделяется нефть, и здесь же находится порода доманик, которая горит наподобие свечи [3]. В 1745 г. Федор Прядуков из доманиковой свиты начал добычу нефти и построил первый в мире небольшой нефтеперегонный завод. В 1855 г. здесь была пробурена первая (на сланцевые углеводороды) скважина глубиной 50 м.

В Северной Америке первая промышленная газовая скважина в черных сланцах девонского возраста была пробурена в 1821 г. во Фредонии, штат Нью-Йорк. В сланцевых плеях Хайнесвилл и Нью-Олбани добыча природного газа с использованием вертикальных скважин ведется более 100 лет, в плее Антрим - около 70 лет, в плее Барнетт - с 1981 г. [2].

Вопрос об объемах добычи сланцевых нефти и газа в СССР и России с помощью вертикальных скважин специально не изучался. Однако следует напомнить, что только из одной сланцевой толщи России - среднеэоценовой кумской свиты в Краснодарском крае - с середины ХХ в. было добыто более 85 млн т нефти и более 35 млрд м3 газа.

В настоящее время в России в наибольших масштабах сланцевая нефть добывается компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (совместное предприятие концерна «Шелл» и российской нефтяной компании «Эвихон») из баженовской сланцевой формации Западной Сибири. В 2011 г. на трех разрабатываемых месторождениях (Западно-Салымское, Верхне-Салымское, Ваделыпское) было добыто 8,4 млн т нефти (по данным компании «Салым Петролеум Девелопмент»). Накопленная добыча нефти на начало 2013 г. (за семь лет разработки) составила около 45 млн т.

В тектоническом отношении Салымское поле сланцев баженовской свиты и вмещающих их пород приурочено к Салымскому куполовидному поднятию с амплитудой до 150 м. Это обстоятельство, менее значимое для сланцев, во многом определяет нефтеносность подстилающих их средне-верхнеюрских и перекрывающих нижнемеловых неокомских отложений. Всего выявлено, включая баженовские сланцы, 9 нефтяных залежей на глубине от 2200 до 3000 м. Средняя глубина скважин в 2011 г. составила 3036 м со средним углом ствола 47°. Максимальная достигнутая глубина - 3675 м.

По состоянию на 2000 г., т.е. до начала реализации проекта «Салым Петролеум Девелопмент», в скважинах Салымского поля были испытаны 350 объектов, из них в собственно баженовской свите - 9 %, в комбинации с вышележащими породами -63 %, в комбинации с нижележащими - 20 % [4].

В настоящее время дебиты скважин в пределах Салымского сланцевого поля колеблются в очень широких пределах - 0,1^1 т/сут (15 %), Н5 т/сут (28 %), 5^10 т/сут (22 %), 10^100 т/сут (21 %), более 100 т/сут (14 %). Средний дебит скважин - около 30 т/сут.

Ключевые слова:

сланцевая нефть, баженовская свита, Салымское сланцевое поле, доманиковая свита, кумская свита, куонамская свита, малгинская свита, иниканская свита.

Keywords:

shale oil, the Bazhenov formation,

Salymskoe shale field,

Domanik formation,

Kumskaya formation,

Kuonamskaya

formation,

Malginskaya

formation,

Inikanskaya

formation.

№ 5 (16) / 2013

220

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Баженовская свита, которая рассматривается в качестве основного источника углеводородов (УВ) для формирования месторождений нефти и газа в меловых отложениях Западной Сибири, на дневной поверхности не обнажается, она вскрыта более 5000 скважин. Нижняя граница распространения битуминозных пород соответствует основанию среднетитон-ского подъяруса (верхняя юра). Верхний предел их развития в разных частях региона изменяется от среднего берриаса до готерива. По одной из российских оценок [5], прогнозные ресурсы сланцевой нефти баженовской свиты в Западной Сибири составляют около 9,7 млрд т. По данным Энергетического информационного агентства США (июнь 2013 г.), извлекаемые ресурсы сланцевой нефти баженовской свиты Западной Сибири оцениваются в 75 млрд барр. (более 10 млрд т). Для сравнения: извлекаемые ресурсы крупнейшего месторождения сланцевой нефти формации Баккен в США оцениваются в 3,8 млрд т.

При освоении ресурсов сланцевых УВ необходимо обратить внимание на два обстоятельства.

Во-первых, нефть и газ, как правило, извлекаются не только из самих сланцев, но также из соседних пород иного состава (песчаников, известняков и т.п.), залегающих ниже или выше. Например, разработка нефти сланцев Баккен (США и Канада) включает помимо двух горизонтов собственно сланцев Верхнего и Нижнего Баккена толщиной, соответственно, 7,0 и 15,2 м и залегающую между ними толщу Центрального Баккена толщиной 26 м (представленную переслаиванием известняков, алевролитов, песчаников, доломитов), а также залегающие выше них песчаники Санита свиты Три Форкс толщиной 76,2 м. В сланцевом поле Хайнесвилл (США) газ получают не только из самих сланцев толщиной 46^122 м, но также из залегающих выше песчаников Коттон Велли и ниже известняков Смэкоувер. В сланцевом поле Барнетт помимо добычи газа из черных сланцев толщиной 60^90 м ведется добыча нефти из залегающей выше терригенной формации Бенд Конгломерейт. Аналогичная ситуация наблюдается и в Салымском сланцевом поле.

Во-вторых, применение более совершенных техники и технологий позволяет резко повысить эффективность всех работ и, соответственно, снизить их себестоимость.

Так, использование технологии компании «Шелл» позволило в короткий период освоения Салымского поля сланцев баженовской свиты сократить время бурения одной скважины с 30 до 10 суток (рекордное достижение - 4,5 суток). В ноябре 2011 г. на скважине SVA-6331 Ваделыпского участка (месторождения) за один рейс осуществлен непрерывный отбор керна длиной 60,76 м. Несколькими годами ранее для этого требовалось выполнить шесть рейсов.

По возрасту, а также по отношению к глобальной структуре Атлантического и Северного Ледовитого (Арктического) океанов баженовская свита является аналогом сланцевых формаций Вака Муэрта (Vaca Muerta) в Аргентине и Хайнесвилл (Haynesville) в США [2].

Европейская часть России

Наиболее крупные извлекаемые ресурсы ожидаются в северо-восточной и южной частях этой территории, в частности в верхнедевонской доманиковой свите Тимано-Печорской провинции и среднеэоценовой кумской свите Ахтырской зоны Северо-Кавказской провинции [6].

На палеозойском этапе геологического развития северо-востока Европейской части России (Тимано-Печорская плита, Уральское и Пайхой-Новоземельское складчатые сооружения) могут быть намечены следующие семь этапов формирования сланцевых нефтегазоматеринских толщ: верхнекембрийский, среднеордовикский, верхнеордовикский, верхнесилурийский, верхнедевонский, нижнекаменноугольный, верхнекаменноугольный.

Соответствующие этим этапам сланцевые нефтегазоматеринские толщи были впервые выделены и описаны авторами настоящей статьи [2].

Доманиковая свита является одним из наиболее изученных объектов сланцевой нефти. До последнего времени она рассматривалась только в качестве традиционного источника нефти и газа - с трещинными, поровыми и кавернозными коллекторами. В Тимано-Печорской провинции промышленные залежи нефти и газа (традиционного типа) в сланцах доманиковой свиты установлены на 14, а непромышленные притоки известны на еще большем числе месторождений. Накопленная добыча сланцевой нефти из этих месторождений составляет около 1 млн т.

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

221

Суммарный нефтегазовый потенциал домани-ковой свиты с традиционных позиций оценивается в 140^150 млн т у.т [6]. Извлекаемые запасы по отдельным залежам колеблются от 0,1 до 14,0 млн т (в среднем Н3 млн т). Максимальные дебиты нефти в скважинах достигали 100^140 т/сут. Средняя глубина залегания доманиковой сланцевой формации -3000^3500 м, для нее характерны аномально высокие пластовые давления.

Если рассматривать доманиковую свиту Тимано-Печорской провинции в качестве источника нетрадиционной сланцевой нефти, то при минимальных значениях подсчетных параметров (площадь - 100 тыс. км2, толщина -10 м, содержание извлекаемой нефти - 1 кг/м3) величина извлекаемых ресурсов может составить около 1 млрд т.

Кумская свита среднеэоценового возраста наиболее перспективна в отношении сланцевой нефти в Ахтырской зоне южного борта Западно-Кубанского прогиба (Северный Кавказ) [7-9]. Ахтырская зона, распространенная между меридианами городов Анапа и Белореченск (длиной около 250 км и шириной около 15 км), состоит из двух отрезков северозападного простирания и широтного отрезка между ними (рис. 1). Открытие нефтеносности кумской свиты состоялось в 1965 г. на Левкинской площади скв. 785, которая фонтанировала нефтью (дебит - до 3500 т/сут). Всего в Ахтырской зоне было открыто около 60 традиционных месторождений нефти и газа, накопленная добыча УВ за полвека разработки составила примерно 85 млн т нефти и 35 млрд м3 газа, остаточные запасы (по имеющимся оценкам традиционных нефти и газа) -около 50 млн т у.т.

В центральном участке Ахтырской зоны кумская сланцевая свита прибретает ряд особенностей, которые отсутствуют в других районах Северного Кавказа: увеличение мощности (на порядок), преобладание тонкого флишоид-ного переслаивания (аргиллитов, алевролитов, песчаников, мергелей), увеличение содержания органического углерода (до 6^8 %) и катагенетическое преобразование при температуре 120^170 °С. Эти особенности хорошо выражены на Левкинском месторождении.

На рис. 2, 3 приведены структурная карта кровли кумской сланцевой формации и субмеридиональный геологический разрез Левкинского нефтяного месторождения, которые отража-

ют надвиг орогенно-складчатых структур Кавказа на южный борт Западно-Кубанского прогиба. Показано, что в южном направлении кум-ская сланцевая формация уходит под аллохтонную пластину надвига, а в северном (в пределах Западно-Кубанского прогиба) погружается на глубину 6^7 км и более. Фронтальная часть надвига на южном борту Западно-Кубанского прогиба образует вертикальный уступ в 2,5^3,0 км. Амплитуда горизонтального перемещения Ахтырского надвига составляет не менее 6^7 км, что предполагает широкое распространение под надвигом нефтенасыщенной кумской сланцевой формации, находящейся в условиях высоких давлений и температур. Наиболее полный разрез кумской сланцевой формации (698 м) вскрыт скв. 250-Левкинская (забой 6755 м) в интервале разреза 4222^4920 м (сверху вниз):

• 4222^4340 м - аргиллиты темно-серые, иногда с буроватым оттенком, с редкими слоями мергелей толщиной до 20 см;

• 4340^4505 м - чередование слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Аргиллиты черные, слоистые. Толщина слоев песчаников и алевролитов - до 10 см, редко - до 0,5 м, в отдельных случаях - до 1,5^5,0 м;

• 4505^4642 м - аналогичное чередование слоев алевролитов и аргиллитов;

• 4642^4705 м - аргиллиты;

• 4705^4920 м - чередование слоев глинистых мергелей и аргиллитов с редкими прослоями алевролитов в нижней части.

Скважина 80-Левкинская (глубина - 5815 м) обнаружила в зоне трещиноватых пород кум-ской свиты нефтяную залежь (дебит нефти -до 95 т/сут).

В основании разреза кумской сланцевой свиты скв. 250-Левкинская отмечается стратиграфическое несогласие. Из разреза выпадает керестинская свита, сокращена мощность подстилающей хадыженской свиты.

По имеющимся геологическим данным, формирование кумских отложений происходило в восстановительной и резко восстановительной среде в небольшом изолированном от океана бассейне в условиях его некомпенсированного прогибания. Снижение сноса обломочного материала в кумское время способствовало накоплению в тонкозернистых илах большого количества органического вещества сапропелевого типа, что подтверждается геохимическими исследованиями [10].

№ 5 (16) / 2013

222

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

предполагаемая площадь распространения среднеэоценовых сланцевых УВ

границы тектонических элементов

Структуры

перспективные, подготовленные к бурению и разведанные

неразведанные

выведенные из бурения и выработанные месторождения

Месторождения

3 - Аманатская

27 - Вербовая

37 - Восточно-Абинская

40 - Восточно-Арнаутская

42 - Восточно-Бедняцкая

57 - Восточно-Даманская

63 - Восточно-Ильская

71 - Восточно-Красногорская

78 - Восточно-Львовская

81 - Восточно-Медовская

85 - Восточно-Мингрельская

97 - Восточно-Украинская

119 - Григорьевская

126 - Даманская

143 - Западно-Варавенская

164 - Западно-Мингрельская

176 - Западно-Северская

183 - Западно-Федоровская

186 - Западно-Холмская

250 - Мелиховская

290 - Оболонская

310 - Псифская

326 - Северо-Аманатская

330 - Северо-Баканская

359 - Северо-Смоленская

367 - Северо-Холмская

369 - Северо-Черноморская

385 - Стефановская

419 - Шебшская

434 - Южно-Варавенская

474 - Южно-Федоровская

М-1 - Абино-Украинское М-2 - Абинское М-5 - Азовское

М-8 - Анастасиевско-Троицкое

М-12 - Ахтырско-Бугундырское

М-31 - Восточно-Северское

М-43 - Дообское

М-66 - Зыбза-Глубокий Яр

М-67 - Илич

М-69 - Ильская Долина

М-71 - Ильское Новое

М-75 - Калужское

М-80 - Кеслеровское

М-86 - Крымское

М-87 - Кудако-Киевское

М-89 - Кулинско-Южно-Карское

М-98 - Левкинское

М-115 - Новодмитриевское

М-131 - Свободненское

М-132 - Северо-Азовсколе

М-134 - Северо-Ахтырское

М-138 - Северо-Крымское

М-143 - Северо-Новодмитриевское

М-150 - Северское Южное

М-151 - Северско-Западно-Афипское

М-157 - Старокалужское

М-166 - Украинское

М-175 - Холмское

М-181 - Шептальское

Рис. 1. Ахтырское поле сланцевых углеводородов среднеэоценовой кумской свиты (на основе карты месторождений и перспективных структур Краснодарского края

и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей, 2009)

№ 5 (16) / 2013

№5(16)/2013

ЕЕ]

фронт Ахтырского надвига тектонические нарушения

залежи нефти в зонах трещиноватости кумской свиты: а - установленные; б - предполагаемые

о скважины, вскрывшие кумскую свиту • скважины с промышленным притоком нефти X сверхглубокая скв. 250-Левкинская —геологический разрез по линии I-I

Рис. 2. Структурная карта кровли автохтонной части кумской свиты (по реперу RKp, сейсмогоризонту F5) в пределах Левкинского нефтяного месторождения в Краснодарском крае

го

го

со

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

№5(16)/2013

ГО

го

250

И

Ахтырский надвиг

разрывные нарушения

ЕЕЗ

сейсмические

горизонты

Е

репер кумской

свиты (RJ

залежи нефти в зонах X %%% трещиноватости Кумской свиты

залежи нефти во фронтальной части Ахтырского надвига

промышленные притоки нефти

к-is буровые скважины ^ (номер скважины 312 и глубина забоя)

Рис. 3. Геологический разрез по линии I-I через Левкинское нефтяное месторождение (Краснодарский край)

Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

225

Кумская свита, характеризующаяся в ее тонкослоистой терригенной части высоким содержанием катагенетически преобразованного органического углерода, согласно терминологии североамериканских геологов, является типичной сланцевой формацией с нетрадиционными залежами сланцевой нефти. В зонах высокой трещиноватости формируются месторождения нефти традиционного типа.

По данным геохимических исследований пород кумской свиты, содержание органического углерода в аргиллитах колеблется от 0,36 до 8,07 %, в алевролитах - от 0,52 до 2,03 % (при средних значениях 2,1 %).

В разрезе скв. 250-Левкинская Левкинского месторождения нефтенасыщение приурочено к тонкослоистой толще (интервал - 4340^4642 м, мощность - 302 м) из чередующихся аргиллитов, алевролитов и песчаников, содержащей до 45 пластов толщиной от 0,3 до 5,0 м (19 % общей мощности). Тип коллектора традиционных массивных нефтяных залежей трещинный и порово-трещинный. Начальные запасы традиционной нефти (1,4 млн т) к настоящему времени в основном выработаны (1,1 млн т).

Оценка извлекаемых ресурсов сланцевой нефти кумской свиты центрального (широтного) участка Ахтырской зоны была выполнена двумя независимыми методами с использованием:

• геохимических данных о наличии на глубине 5000 м нефти в количестве 5^9 кг/м3 (минимальная величина извлекаемой нефти на 1 м3 породы составляет 1,0 кг) [10];

• объема трещиноватой зоны наиболее крупной залежи Левкинского месторождения (3500 х 700 х 265 м) и ее запасов, подтвержденных фактической добычей (1,1 млн т) (минимальная величина извлекаемой нефти на 1 м3 породы составляет 1,5 кг) [7-9].

Полученные этими методами величины извлекаемых ресурсов нефти равны соответственно 169 и 253 млн т. Для кумской свиты Ахтырской зоны южного борта ЗападноКубанского прогиба извлекаемые ресурсы сланцевых УВ в целом могут составить до 500 млн т в нефтяном эквиваленте. Сравнение этой величины нетрадиционных УВ с накопленной добычей традиционных нефти и газа в 120 млн т у.т. является очень красноречивым. Извлекаемые ресурсы сланцевых УВ, остающиеся в недрах, как минимум в 2^3 раза превышают накопленную добычу.

Рифейские сланцевые толщи (горизонты) распространены в авлакогенах ВосточноЕвропейской платформы, а также в Предуральском краевом прогибе. Наибольший практический интерес представляют сланцы Среднерусского авлакогена на севере Ярославской области. Здесь (в районе г. Данилов) бурением установлено нефтепроявление в ледниковых отложениях нижнего венда на глубине около 3000 м, единственным возможным объяснением которого является вертикальная миграция нефти из залегающей ниже (глубина -4500^4700 м) сланцевой нефтематеринской толщи (рис. 4, 5) [2]. По мнению авторов статьи, величина извлекаемых ресурсов рифей-ской сланцевой нефти Ярославской области в объеме 25 млн т является спекулятивной.

В настоящее время нет полной оценки извлекаемых ресурсов многочисленных сланцевых нефтематеринских толщ Европейской части России (включая Урал и Кавказ). Вероятно, не будет большой ошибкой оценить общие извлекаемые ресурсы сланцевой нефти этого региона в 5 млрд т. Такой ресурсный потенциал, рассредоточенный по многочисленным сланцевым плеям, не способен оказать решающего влияния на долговременные перспективы развития нефтяной индустрии России.

Западная Сибирь

В связи с глубоким (6,5 км) параметрическим бурением на п-ове Гыдан авторами статьи рассмотрены нефтегазоматеринские сланцевые толщи Севера Западной Сибири. В слабоизученном глубокопогруженном палеозойском осадочном комплексе предполагается наличие таких же сланцевых толщ, как и в Тимано-Печорской провинции.

В мезозойской части разреза намечается 12 потенциально нефтегазоносных сланцевых толщ. Наиболее молодая из них представлена темно-серыми и черными алевритовыми аргиллитами толщиной 7 м, залегающими в кровле туронского яруса и соответствующими пику позднетуронской трансгрессии.

Наиболее характерной является кузнецовская сланцевая формация (нижний турон), сложенная черными аргиллитами и битуминозными сланцами толщиной около 20 м, изученными в обнажениях устья р. Енисей. Считается, что эта толща, залегающая на глубине 700^900 м в центральной части п-ова Гыдан, отражает глобальное бескислородное событие [11].

№ 5 (16) / 2013

226

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Разрез I-I Разрез П-П

разрывы

пути миграции УВ

предполагаемая залежь УВ

скважины

проектная скважина

Рис. 4. Геологический разрез южного борта Среднерусского авлакогена:

I-I - Молоковский участок; II-II - Даниловский участок

№ 5 (16) / 2013

Глубина,

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

227

з

380

370

Pz

1000

2000

3000

4000

/ ^2-3 /

•* 5000

8000

PR,

9000

10 000

AR

I Северо-Даниловское поднятие I

л.

Даниловская площадь Марьинская скв.

-----------д_

предполагаемые интрузивные тела, выделенные по группам отражателей, наблюдаемых в нижних частях разреза

отражающие границы: а - в осадочном комплексе палеозоя; б - в осадочном комплексе венда, рифея и слабометаморфизованном комплексе нижнего протерозоя

пластовые скорости, применявшиеся v„ - 4200 м/с для глубинных построений

(расчитанные по данным ОГТ и СК)

буровые скважины

Рис. 5. Фрагмент сейсмогеологического разреза по профилю II-II

№ 5 (16) / 2013

228

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

К нефтегазоматеринским, возможно, следует отнести и существенно аргиллитовую нейтинскую пачку средней части разреза та-нопчинской свиты баррем-аптского возраста, а также аргиллиты арктической толщи в при-кровельной части сортымской свиты (готе-рив - баррем). Нефтегазоматеринской является верхнеберриасская сланцевая формация микрослоистых и слабобитуминозных аргиллитов (подачимовская толща) и, конечно же, верхнетитонско-среднеберриасская баженовская свита.

В разрезе средней юры к нефтегазоносным сланцевым толщам относятся аргиллиты леонтьевской и лайдинской (радомская пачка) свит.

В разрезе нижнего отдела юрской системы к нефтегазоматеринским сланцевым толщам могут быть отнесены слабобитуминозные аргиллиты с прослоями алевролитов в верхней части котухтинской свиты (аналог тогурской пачки более южных районов), а также глинистые сланцы левинской свиты.

В разрезе триасовой системы нефтегазоматеринские сланцевые толщи, представленные тонкослоистыми аргиллитами, известны в верхней и нижней частях пурской свиты. В разрезе сверхглубокой скв. 7-Ен-Яхинская они встречены, соответственно, в интервалах 6056-6159 и 6394-6504 м.

Таким образом, в мезозойской части разреза на севере Западной Сибири намечается 12 нефтегазоматеринских сланцевых толщ, требующих детального изучения. Оценка общего объема извлекаемых ресурсов сланцевой нефти палеозойских и мезозойских комплексов Западной Сибири в 15 млрд т (в том числе баженовской свиты - в 10 млрд т) в настоящее время носит спекулятивный характер.

Восточная Сибирь

Очень большие перспективы в отношении сланцевой нефти имеют верхнепротерозойские и палеозойские нефтегазоматеринские толщи древней Сибирской платформы, а также ее северного и юго-западного (западнее оз. Байкал) обрамления.

Общеизвестным примером является ку-онамская битуминозно-сланцевая толща

нижнего и среднего кембрия с аномально высоким содержанием органического вещества, которая распространена на площади более 700 тыс. км2. В обнажениях Оленёкского свода эта толща мощностью 50-70 м залегает между

пачками известняков. Текстура пород горизонтальная тонкослоистая, толщина прослоев - от долей миллиметра до 5-8 мм.

На восточном побережье оз. Таймыр в средней части разреза турузовской свиты находится толща из пяти горизонтов общей мощностью около 160 м, представленная чередованием пластов аргиллитов и кремнистых пород (спонголитов): нижний аргиллитовый (70 м), нижний спонголитовый (20 м), средний аргиллитовый (15 м), верхний спонголитовый (25 м), верхний аргиллитовый (20 м). Содержание С^ в аргиллитах - 0,73-1,95 %, в спонголитах -0,23-0,28 % [12].

В Минусинском прогибе в основании нижнекаменноугольного разреза выделяется быстрянская свита из пяти подсвит. Тонкослоистые глинисто-карбонатные отложения третьей подсвиты мощностью 26 м, обогащенные органическим веществом, известны как изыкчульский рыбный горизонт [13].

Требуют безотлагательного изучения ресурсы сланцевой нефти и газа в Предбайкало-Патомском краевом прогибе длиной 1200 км. В этой структуре нефтематеринской является ка-чергатская свита рифейского возраста (и ее аналоги), сложенная черными аргиллитами мощностью до 50 м и содержанием С^ до 4 % [5]. Г азоматеринским является нижневендский паршинский сланцевый горизонт мощностью около 40 м, изученный в параметрических скважинах 279- и 367-Чайкинская. Извлекаемые ресурсы сланцевой нефти качергатской свиты (оцененные по той же методике, что и ресурсы кумской свиты Западно-Кубанского прогиба) составляют 3,0-7,5 млрд т, извлекаемые ресурсы сланцевого газа паршинского горизонта -более 5 трлн м3.

Приведенные цифры могут служить ориентиром для возможной оценки извлекаемых ресурсов сланцевой нефти огромных территорий распространения граптолитовых образований силурийского возраста на северо-западе Сибирской платформы [5], ряда протерозойских и фанерозойских сланцевых толщ Присаяно-Енисейской впадины, Тунгусской синеклизы, Енисей-Хатангского прогиба, п-ова Таймыр.

Общегеологическая ситуация Восточной Сибири позволяет авторам сделать предположение, что извлекаемые ресурсы сланцевой нефти этого региона достигают 30 млрд т, что вдвое превышает соответствующие ресурсы Западной Сибири.

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

229

В исторической перспективе ресурсы сланцевой нефти Восточно-Сибирской платформы могут стать основой нефтяной индустрии России.

Забайкалье, Северо-Восток и Дальний Восток России

В пределах восточных регионов России наличие сланцевых нефте- и газоматеринских толщ установлено в Верхояно-Колымской области, Забайкальском крае, на Сахалине, Западной Камчатке, Чукотке и в ряде других. В большинстве случаев сообщения об их возможном присутствии носят самый общий характер: например, на Чукотке, на границе Корякского нагорья и Хатырской впадины, в бассейне р. Ваамочка выявлены верхнемеловые кам-панские вулканогенно-кремнистые образования общей мощностью до 2600 м, включающие мощные горизонты черных рассланцован-ных аргиллитов [14]. Как правило, данные о содержании С и характере катагенетического преобразования органического вещества отсутствуют.

Особый интерес в практическом плане представляют Нелькано-Сетте-Дабанский сланцевый бассейн, расположенный между Сибирской платформой и Охотским террейном (срединным массивом), а также сложнопостроенный нижнекаменноугольный сланцевый бассейн в Забайкальском крае. Первый - с извлекаемыми ресурсами сланцевой нефти более 3 млрд т -достаточно детально описан в работе [15].

Забайкальский сланцевый бассейн нижнекаменноугольного возраста имеет субмеридио-

Список литературы

1. Высоцкий В.И. Ресурсы сланцевого газа и прогноз их освоения / В.И. Высоцкий // ИнфоТЭК-2011. - № 1. - С. 51-55.

2. Цветков Л. Д. Сланцевые углеводороды: библиогр. обзор / Л. Д. Цветков,

Н.Л. Цветкова. - Ярославль: НПЦ «Недра», 2012.

3. Witsen N.C. Noord en Oost Tartarye /

N.C. Witsen. - Amsterdam, 1692, 1705 (2 ed.), 1785 (3 ed.).

нальное простирание (длина - 100 км, ширина - 30^40 км, толщина осадочного сланцевого выполнения - около 3000 м). Он является краевым прогибом Г азимуро-Аргунского микроконтинента и соседствует с Агинско-Борщовочной палеозойской шовной зоной взаимодействующих литосферных плит (Сибирская и Китайская платформы). Следует отметить поразительное сходство Забайкальского бассейна с Боулен-Ходдерским бассейном (северо-западная Англия), извлекаемые ресурсы сланцевых нефти и газа которого в настоящее время оцениваются многими миллиардами тонн условного топлива [14].

Принимая Нелькано-Сетте-Дабанский и Забайкальский (а также Северо-Аляскинский) сланцевые бассейны в качестве ориентиров, общие извлекаемые ресурсы сланцевой нефти России в пределах Забайкалья, Северо-Востока и Дальнего Востока могут составить порядка 10 млрд т [16].

Учитывая, что изученность сланцевой нефти России находится на исключительно низком уровне, авторы были вынуждены использовать для оценки качественный общегеологический подход, результатом которого стали следующие величины извлекаемых ресурсов:

• Европейская часть - 5 млрд т;

• Западная Сибирь - 15 млрд т;

• Восточная Сибирь - 30 млрд т;

• Забайкалье, Северо-Восток и Дальний Восток - 10 млрд т.

Суммируя эти значения, получаем первую для России оценку извлекаемых ресурсов сланцевой нефти - 60 млрд т.

4. Limberger Yu.A. SW Siberia’s Jurassic, Bazhenov may contain much larger oil reserves / Yu.A. Limberger, A.B. Grinshpun, A.S. Lavrik et. al // Oil & Gas Journal. - 2000, May 22. -

P. 38-44.

5. Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводородов России / А.М. Жарков // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2011. - № 3. - С. 16-21.

№ 5 (16) / 2013

230

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

6. Вагин А.В. Оценка перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений верхнего девона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / А.В. Вагин // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 173-177.

7. Заграбянц М.Г. Анализ и обобщение материалов параметрической скважины 250-Левкинской / М.Г. Заграбянц,

А.С. Николаевский, В.В. Шевчук и др. -Краснодар: Краснодарнефтегаз, 1990.

8. Баринов А.Ф. Обобщение результатов поискового бурения по Ново-Дмитриевской площади Краснодарского края: отчет /

А.Ф. Баринов, З.И. Матюхина, Т.А. Алешина и др. - Краснодар: Кубаньгазпром (Краснодарское УБР), 1976.

9. Матвиенко В.Н. Гидрогеология и геохимия РОВ перспективных комплексов ВосточноКубанской впадины, Западно-Кубанского прогиба и Таманского полуострова: отчет

о науч.-иссл. работе / В.Н. Матвиенко,

С.А. Федотова, В.Г. Ермолаев и др. - Краснодар: Союзбурнефть -ВНИПИтермнефть, 1985.

10. Корчагина Ю .И. Катагенез органического вещества нефтематеринских пород /

Ю.И. Корчагина // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. - М.: Наука, 1973. - С. 162-168.

11. Захаров В. А. Свидетельства эвстатики Мирового океана в верхнем мелу на севере Сибири / В. А. Захаров, А. Л. Бейзель,

Н. К. Лебедева и др. // Геология и геофизика. -1991. - № 8. - С. 8-14.

12. Дивина Т.А. Верхнепалеозойские биоморфные силициты горного Таймыра / Т.А. Дивина,

К.И. Микуленко, А.А. Салихов // Геология

и гофизика. - 1992. - № 11. - С.45-51.

13. Зорин В. Т. Стратиграфия нижнекаменноугольных отложений северной части Минусинского прогиба / В. Т. Зорин,

Л.Н. Петерсон // Геология и геофизика. -1989. - № 8. - С. 10-17.

14. Российская Федерация. Государственная геологическая карта Российской Федерации: лист Р-60 (мыс Наварин). - СПб.: ВСЕГЕИ, 2001.

15. Цветков Л.Д. Нефтеносность зон растяжения земной коры на примере оффшорной части Бразилии и востока России / Л.Д. Цветков,

Н. Л. Цветкова // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 5(16). -

С. 105-114.

16. The Carboniferous Bowland Shale gas study: geology and resource estimation // British Geological Survey, Department of Energy & Climate Change. - 2013. - P. 56.

№ 5 (16) / 2013

cyberleninka.ru

Сланцевая нефть может помочь России сохранить лидерство на нефтяном рынке 

Красноленинское месторождение располагается в Западной Сибири, однако оно сланцевое, и в этом похоже на многие месторождения в США.

Будущее российской нефтяной отрасли, возможно, связано с группой нефтеносных пород, известной как «баженовская свита» — в которой сосредоточены огромные запасы сланцевой нефти, крупнейшие в мире. Россия стала ведущим мировым производителем нефти, почти не прибегая к сланцевым ресурсам, разрабатывать которые нередко дорого и технически сложно, говорится в статье The Wall Street Journal, которую приводит Dow Jones.

Пока масштабно сланцевая нефть добывается лишь в США, однако шаги к использованию потенциала таких месторождений делаются и в России.

За задачу по развитию сланцевой добычи берутся такие компании, как "Газпром нефть", основным владельцем которой является государство. Это чисто российский подход, тогда как в США, в Техасе и Северной Дакоте, разработкой сланцевых залежей занимается множество независимых производителей.

"Баженовская свита — это крупный приз", — говорит Алексей Вашкевич, директор дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти».

Российское правительство предлагает налоговые скидки для добычи сланцевой нефти, стимулируя сотрудничество между компаниями и научно-исследовательскими институтами. Российские власти надеются, что разработка сланцевых залежей укрепит нефтяную отрасль страны.

Вашкевич, который ранее работал по сланцевому месторождению Баккен (Северная Дакота) в Hess Corp., замечает, что российская сланцевая отрасль будет развиваться совсем по другому пути, чем американская.

Огромные российские нефтяные компании пока были не очень склонны проводить столь рискованную, инновационную и оперативную политику в сфере добычи, которая помогла многим американским компаниям добиться успеха в сланцевой отрасли.

"Около 90% крупных (российских нефтяных компаний) придерживаются культуры секретности. Так исторически сложилось, что эти компании меняются медленнее", — отметил Вашкевич. Среди других препятствий можно выделить недостаточно развитый сектор нефтесервисных услуг и экстремальные погодные условия.

До средины 2020-х годов существенного наращивания добычи сланцевой нефти в России не ожидается. Представители отрасли и аналитики воздерживаются от прогнозирования уровня добычи, учитывая сложность и разнородность геологического строения баженовской свиты, а также другие риски.

"Я не думаю, что кто-то будет серьезно корректировать уровень добычи в 2020 году, надеясь на спасительную роль сланцевого сектора", — отметил Джеймс Хендерсон, сотрудник Оксфордского института энергетических исследований.

Однако масштаб баженовской свиты предоставляет России возможность сохранить статус крупнейшего в мире производителя нефти в ближайшие несколько десятилетий. Согласно данным Управления энергетической информации (EIA), в указанной группе нефтяных горных пород залегает столько же сланцевой нефти, сколько во всех известных сланцевых месторождениях США.

Разработка сланцевого сектора является важной задачей для амбициозного российского президента Владимира Путина, поскольку около одной трети федерального бюджета РФ складывается из доходов от продажи нефти и газа. За время 17-летнего правления Путина доходы от экспорта нефти позволили существенно увеличить внутренние расходы, что повысило популярность президента внутри страны и позволило ему укрепить свое влияние за рубежом.

Месторождения, считавшиеся крупнейшими во времена СССР, постепенно истощаются. К середине следующего десятилетия России потребуется расширить и обновить ресурсную базу, если она хочет поддерживать текущий уровень добычи, считают представители отрасли и аналитики.

Санкции США и ЕС, наложенные на Россию в связи с украинским конфликтом, ограничили доступ российских нефтяных компаний к технологиям, позволяющим осуществлять гидравлический разрыв пласта и горизонтальное бурение. Эти технологии позволяют добывать нефть из сланцевых пород. Однако даже если не брать во внимание санкции, то следует отметить, что мало какие страны, за исключением США и Канады, смогли успешно внедрить технологию гидроразрыва пласта. Зачастую это весьма дорогостоящая процедура, которая связана с риском и является успешной лишь в условиях ослабления регулирования отрасли. Китай, Польша и Румыния безуспешно пытались внедрить эту технологию. При этом в Германии и Франции она и вовсе запрещена из-за общественного беспокойства по поводу влияния гидроразрыва пласта на окружающую среду, особенно на чистоту питьевой воды.

ОФОРМИТЬ ЗАЯВКУ НА ДОСТУП К ЛЕНТАМ ПРАЙМ DOW JONES >>

До недавнего времени руководители российской нефтяной отрасли концентрировали внимание на новых проектах по разработке традиционных месторождений, а также на старых советских месторождениях, где им удалось добиться некоторого повышения добычи. В результате Россия оттеснила Саудовскую Аравию на второе место по добыче нефти в мире, достигнув в 2016 году постсоветского рекорда выше 11 млн баррелей. Повышение добычи на традиционных месторождениях будет оставаться важной частью стратегии по поддержанию отрасли.

Читайте также

finance.rambler.ru

Сланцевая нефть может помочь России сохранить лидерство на нефтяном рынке | Oil.Эксперт

Красноленинское месторождение располагается в Западной Сибири, однако оно сланцевое, и в этом похоже на многие месторождения в США.

Будущее российской нефтяной отрасли, возможно, связано с группой нефтеносных пород, известной как «баженовская свита» – в которой сосредоточены огромные запасы сланцевой нефти, крупнейшие в мире. Россия стала ведущим мировым производителем нефти, почти не прибегая к сланцевым ресурсам, разрабатывать которые нередко дорого и технически сложно, говорится в статье The Wall Street Journal, которую приводит Dow Jones.

Пока масштабно сланцевая нефть добывается лишь в США, однако шаги к использованию потенциала таких месторождений делаются и в России.

За задачу по развитию сланцевой добычи берутся такие компании, как «Газпром нефть», основным владельцем которой является государство. Это чисто российский подход, тогда как в США, в Техасе и Северной Дакоте, разработкой сланцевых залежей занимается множество независимых производителей.

«Баженовская свита – это крупный приз», – говорит Алексей Вашкевич, директор дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти».

Российское правительство предлагает налоговые скидки для добычи сланцевой нефти, стимулируя сотрудничество между компаниями и научно-исследовательскими институтами. Российские власти надеются, что разработка сланцевых залежей укрепит нефтяную отрасль страны.

Вашкевич, который ранее работал по сланцевому месторождению Баккен (Северная Дакота) в Hess Corp., замечает, что российская сланцевая отрасль будет развиваться совсем по другому пути, чем американская.

Огромные российские нефтяные компании пока были не очень склонны проводить столь рискованную, инновационную и оперативную политику в сфере добычи, которая помогла многим американским компаниям добиться успеха в сланцевой отрасли.

«Около 90% крупных (российских нефтяных компаний) придерживаются культуры секретности. Так исторически сложилось, что эти компании меняются медленнее», — отметил Вашкевич. Среди других препятствий можно выделить недостаточно развитый сектор нефтесервисных услуг и экстремальные погодные условия.

До средины 2020-х годов существенного наращивания добычи сланцевой нефти в России не ожидается. Представители отрасли и аналитики воздерживаются от прогнозирования уровня добычи, учитывая сложность и разнородность геологического строения баженовской свиты, а также другие риски.

«Я не думаю, что кто-то будет серьезно корректировать уровень добычи в 2020 году, надеясь на спасительную роль сланцевого сектора», — отметил Джеймс Хендерсон, сотрудник Оксфордского института энергетических исследований.

Однако масштаб баженовской свиты предоставляет России возможность сохранить статус крупнейшего в мире производителя нефти в ближайшие несколько десятилетий. Согласно данным Управления энергетической информации (EIA), в указанной группе нефтяных горных пород залегает столько же сланцевой нефти, сколько во всех известных сланцевых месторождениях США.

Разработка сланцевого сектора является важной задачей для амбициозного российского президента Владимира Путина, поскольку около одной трети федерального бюджета РФ складывается из доходов от продажи нефти и газа. За время 17-летнего правления Путина доходы от экспорта нефти позволили существенно увеличить внутренние расходы, что повысило популярность президента внутри страны и позволило ему укрепить свое влияние за рубежом.

Месторождения, считавшиеся крупнейшими во времена СССР, постепенно истощаются. К середине следующего десятилетия России потребуется расширить и обновить ресурсную базу, если она хочет поддерживать текущий уровень добычи, считают представители отрасли и аналитики.

Санкции США и ЕС, наложенные на Россию в связи с украинским конфликтом, ограничили доступ российских нефтяных компаний к технологиям, позволяющим осуществлять гидравлический разрыв пласта и горизонтальное бурение. Эти технологии позволяют добывать нефть из сланцевых пород. Однако даже если не брать во внимание санкции, то следует отметить, что мало какие страны, за исключением США и Канады, смогли успешно внедрить технологию гидроразрыва пласта. Зачастую это весьма дорогостоящая процедура, которая связана с риском и является успешной лишь в условиях ослабления регулирования отрасли. Китай, Польша и Румыния безуспешно пытались внедрить эту технологию. При этом в Германии и Франции она и вовсе запрещена из-за общественного беспокойства по поводу влияния гидроразрыва пласта на окружающую среду, особенно на чистоту питьевой воды.

До недавнего времени руководители российской нефтяной отрасли концентрировали внимание на новых проектах по разработке традиционных месторождений, а также на старых советских месторождениях, где им удалось добиться некоторого повышения добычи. В результате Россия оттеснила Саудовскую Аравию на второе место по добыче нефти в мире, достигнув в 2016 году постсоветского рекорда выше 11 млн баррелей. Повышение добычи на традиционных месторождениях будет оставаться важной частью стратегии по поддержанию отрасли.

1prime.ru

 

Читайте ежедневный прогноз ценовых колебаний на 29 декабря 2017

Поделиться в соц.сетях

www.oilexp.ru

Сланцевая нефть может помочь России сохранить лидерство на нефтяном рынке

Красноленинское месторождение располагается в Западной Сибири, однако оно сланцевое, и в этом похоже на многие месторождения в США.

Будущее российской нефтяной отрасли, возможно, связано с группой нефтеносных пород, известной как "баженовская свита" – в которой сосредоточены огромные запасы сланцевой нефти, крупнейшие в мире. Россия стала ведущим мировым производителем нефти, почти не прибегая к сланцевым ресурсам, разрабатывать которые нередко дорого и технически сложно, говорится в статье The Wall Street Journal, которую приводит Dow Jones.

Пока масштабно сланцевая нефть добывается лишь в США, однако шаги к использованию потенциала таких месторождений делаются и в России.

За задачу по развитию сланцевой добычи берутся такие компании, как "Газпром нефть" SIBN, основным владельцем которой является государство. Это чисто российский подход, тогда как в США, в Техасе и Северной Дакоте, разработкой сланцевых залежей занимается множество независимых производителей.

"Баженовская свита – это крупный приз", – говорит Алексей Вашкевич, директор дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы "Газпром нефти".

Российское правительство предлагает налоговые скидки для добычи сланцевой нефти, стимулируя сотрудничество между компаниями и научно-исследовательскими институтами. Российские власти надеются, что разработка сланцевых залежей укрепит нефтяную отрасль страны.

Вашкевич, который ранее работал по сланцевому месторождению Баккен (Северная Дакота) в Hess Corp., замечает, что российская сланцевая отрасль будет развиваться совсем по другому пути, чем американская.

Огромные российские нефтяные компании пока были не очень склонны проводить столь рискованную, инновационную и оперативную политику в сфере добычи, которая помогла многим американским компаниям добиться успеха в сланцевой отрасли.

"Около 90% крупных (российских нефтяных компаний) придерживаются культуры секретности. Так исторически сложилось, что эти компании меняются медленнее", - отметил Вашкевич. Среди других препятствий можно выделить недостаточно развитый сектор нефтесервисных услуг и экстремальные погодные условия.

До средины 2020-х годов существенного наращивания добычи сланцевой нефти в России не ожидается. Представители отрасли и аналитики воздерживаются от прогнозирования уровня добычи, учитывая сложность и разнородность геологического строения баженовской свиты, а также другие риски.

"Я не думаю, что кто-то будет серьезно корректировать уровень добычи в 2020 году, надеясь на спасительную роль сланцевого сектора", - отметил Джеймс Хендерсон, сотрудник Оксфордского института энергетических исследований.

Однако масштаб баженовской свиты предоставляет России возможность сохранить статус крупнейшего в мире производителя нефти в ближайшие несколько десятилетий. Согласно данным Управления энергетической информации (EIA), в указанной группе нефтяных горных пород залегает столько же сланцевой нефти, сколько во всех известных сланцевых месторождениях США.

Разработка сланцевого сектора является важной задачей для амбициозного российского президента Владимира Путина, поскольку около одной трети федерального бюджета РФ складывается из доходов от продажи нефти и газа. За время 17-летнего правления Путина доходы от экспорта нефти позволили существенно увеличить внутренние расходы, что повысило популярность президента внутри страны и позволило ему укрепить свое влияние за рубежом.

Месторождения, считавшиеся крупнейшими во времена СССР, постепенно истощаются. К середине следующего десятилетия России потребуется расширить и обновить ресурсную базу, если она хочет поддерживать текущий уровень добычи, считают представители отрасли и аналитики.

Санкции США и ЕС, наложенные на Россию в связи с украинским конфликтом, ограничили доступ российских нефтяных компаний к технологиям, позволяющим осуществлять гидравлический разрыв пласта и горизонтальное бурение. Эти технологии позволяют добывать нефть из сланцевых пород. Однако даже если не брать во внимание санкции, то следует отметить, что мало какие страны, за исключением США и Канады, смогли успешно внедрить технологию гидроразрыва пласта. Зачастую это весьма дорогостоящая процедура, которая связана с риском и является успешной лишь в условиях ослабления регулирования отрасли. Китай, Польша и Румыния безуспешно пытались внедрить эту технологию. При этом в Германии и Франции она и вовсе запрещена из-за общественного беспокойства по поводу влияния гидроразрыва пласта на окружающую среду, особенно на чистоту питьевой воды.

До недавнего времени руководители российской нефтяной отрасли концентрировали внимание на новых проектах по разработке традиционных месторождений, а также на старых советских месторождениях, где им удалось добиться некоторого повышения добычи. В результате Россия оттеснила Саудовскую Аравию на второе место по добыче нефти в мире, достигнув в 2016 году постсоветского рекорда выше 11 млн баррелей. Повышение добычи на традиционных месторождениях будет оставаться важной частью стратегии по поддержанию отрасли.

“Газпром нефть”, четвертый по величине производитель нефти в России, наиболее активно старается воспроизвести "сланцевую революцию", произошедшую в США.

“Газпром нефть” модернизировала свой подход к сланцевой добыче. Ранее компания была сконцентрирована на партнерстве с Royal Dutch Shell, а теперь активно развивает новые технологии по извлечению нефти из баженовской свиты и, судя по всему, начнет полномасштабную добычу в начале следующего десятилетия.

“Газпром нефть” также сотрудничает с техническими университетами и нефтесервисными компаниями, пытаясь разработать методологию разработки сланцевых залежей. По словам Вашкевича, компания уже пробурила 18 из примерно 120 скважин, которые потребуются для поиска продуктивных пластовых зон с точки зрения темпов добычи и технологических затрат.

На кустовой площадке Красноленинского месторождения, дороги к которому во время дождей превращаются в грязь и замерзают зимой, несколько инженеров проверяют готовность к бурению среди леса, который кажется бескрайним. Большая работа была проделана в штаб-квартире компании в Санкт-Петербурге, где руководство пристально следит за процессом.

У российских нефтяных компаний есть преимущество, которым не обладают американские: баженовская свита расположена под уже существующими месторождениями, соответственно, большая часть инфраструктуры уже готова к использованию.

Первые результаты выглядят многообещающими, утверждают руководители. Так, “Газпром нефти” удалось достичь примерно половины от дневной нефтедобычи, которая необходима компании для промышленной эксплуатации.

Тем не менее, в “Газпром нефти” не ожидают бума добычи. По ее прогнозам, в 2025 году доля сланцевой нефти из баженовской свиты может составить лишь 2,5% от общего производства нефти и газа.

“Для этого потребуется немного больше времени, но мы достигнем цели, несмотря ни на что”, - сказал Вашкевич.

ОФОРМИТЬ ЗАЯВКУ НА ДОСТУП К ЛЕНТАМ ПРАЙМ DOW JONES >>

finovosti.ru

Сланцевая нефть России - PDF

Транскрипт

1 Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. 219 УДК Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова Сланцевая нефть России Началом современной промышленной разработки сланцевых углеводородов (сначала газа, а затем и нефти) принято считать 2002 г., когда в США началось бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом и закачкой пропантов [1, 2]. Это событие при всей его значимости не должно затмевать того факта, что добыча сланцевых нефти и газа в мире из поверхностных обнажений с помощью вертикальных скважин началась на лет раньше. Первой нефтегазоматеринской сланцевой формацией, признанной в науке, является российская доманиковая свита (семилукский горизонт франского яруса верхнего девона), о которой еще в 1692 г. сотрудник голландского посольства в России Николаас Витсен писал, что на р. Ухта (Тиманский кряж, Республика Коми) из воды выделяется нефть, и здесь же находится порода доманик, которая горит наподобие свечи [3]. В 1745 г. Федор Прядуков из доманиковой свиты начал добычу нефти и построил первый в мире небольшой нефтеперегонный завод. В 1855 г. здесь была пробурена первая (на сланцевые углеводороды) скважина глубиной 50 м. В Северной Америке первая промышленная газовая скважина в черных сланцах девонского возраста была пробурена в 1821 г. во Фредонии, штат Нью-Йорк. В сланцевых плеях Хайнесвилл и Нью-Олбани добыча природного газа с использованием вертикальных скважин ведется более 100 лет, в плее Антрим около 70 лет, в плее Барнетт с 1981 г. [2]. Вопрос об объемах добычи сланцевых нефти и газа в СССР и России с помощью вертикальных скважин специально не изучался. Однако следует напомнить, что только из одной сланцевой толщи России среднеэоценовой кумской свиты в Краснодарском крае с середины ХХ в. было добыто более 85 млн т нефти и более 35 млрд м 3 газа. В настоящее время в России в наибольших масштабах сланцевая нефть добывается компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (совместное предприятие концерна «Шелл» и российской нефтяной компании «Эвихон») из баженовской сланцевой формации Западной Сибири. В 2011 г. на трех разрабатываемых месторождениях (Западно-Салымское, Верхне-Салымское, Ваделыпское) было добыто 8,4 млн т нефти (по данным компании «Салым Петролеум Девелопмент»). Накопленная добыча нефти на начало 2013 г. (за семь лет разработки) составила около 45 млн т. В тектоническом отношении Салымское поле сланцев баженовской свиты и вмещающих их пород приурочено к Салымскому куполовидному поднятию с амплитудой до 150 м. Это обстоятельство, менее значимое для сланцев, во многом определяет нефтеносность подстилающих их средне-верхнеюрских и перекрывающих нижнемеловых неокомских отложений. Всего выявлено, включая баженовские сланцы, 9 нефтяных залежей на глубине от 2200 до 3000 м. Средняя глубина скважин в 2011 г. составила 3036 м со средним углом ствола 47. Максимальная достигнутая глубина 3675 м. По состоянию на 2000 г., т.е. до начала реализации проекта «Салым Петролеум Девелопмент», в скважинах Салымского поля были испытаны 350 объектов, из них в собственно баженовской свите 9 %, в комбинации с вышележащими породами 63 %, в комбинации с нижележащими 20 % [4]. В настоящее время дебиты скважин в пределах Салымского сланцевого поля колеблются в очень широких пределах 0,1 1 т/сут (15 %), 1 5 т/сут (28 %), 5 10 т/сут (22 %), т/сут (21 %), более 100 т/сут (14 %). Средний дебит скважин около 30 т/сут. Ключевые слова: сланцевая нефть, баженовская свита, Салымское сланцевое поле, доманиковая свита, кумская свита, куонамская свита, малгинская свита, иниканская свита. Keywords: shale oil, the Bazhenov formation, Salymskoe shale field, Domanik formation, Kumskaya formation, Kuonamskaya formation, Malginskaya formation, Inikanskaya formation.

2 220 Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ Баженовская свита, которая рассматривается в качестве основного источника углеводородов (УВ) для формирования месторождений нефти и газа в меловых отложениях Западной Сибири, на дневной поверхности не обнажается, она вскрыта более 5000 скважин. Нижняя граница распространения битуминозных пород соответствует основанию среднетитонского подъяруса (верхняя юра). Верхний предел их развития в разных частях региона изменяется от среднего берриаса до готерива. По одной из российских оценок [5], прогнозные ресурсы сланцевой нефти баженовской свиты в Западной Сибири составляют около 9,7 млрд т. По данным Энергетического информационного агентства США (июнь 2013 г.), извлекаемые ресурсы сланцевой нефти баженовской свиты Западной Сибири оцениваются в 75 млрд барр. (более 10 млрд т). Для сравнения: извлекаемые ресурсы крупнейшего месторождения сланцевой нефти формации Баккен в США оцениваются в 3,8 млрд т. При освоении ресурсов сланцевых УВ необходимо обратить внимание на два обстоятельства. Во-первых, нефть и газ, как правило, извлекаются не только из самих сланцев, но также из соседних пород иного состава (песчаников, известняков и т.п.), залегающих ниже или выше. Например, разработка нефти сланцев Баккен (США и Канада) включает помимо двух горизонтов собственно сланцев Верхнего и Нижнего Баккена толщиной, соответственно, 7,0 и 15,2 м и залегающую между ними толщу Центрального Баккена толщиной 26 м (представленную переслаиванием известняков, алевролитов, песчаников, доломитов), а также залегающие выше них песчаники Санита свиты Три Форкс толщиной 76,2 м. В сланцевом поле Хайнесвилл (США) газ получают не только из самих сланцев толщиной м, но также из залегающих выше песчаников Коттон Велли и ниже известняков Смэкоувер. В сланцевом поле Барнетт помимо добычи газа из черных сланцев толщиной м ведется добыча нефти из залегающей выше терригенной формации Бенд Конгломерейт. Аналогичная ситуация наблюдается и в Салымском сланцевом поле. Во-вторых, применение более совершенных техники и технологий позволяет резко повысить эффективность всех работ и, соответственно, снизить их себестоимость. Так, использование технологии компании «Шелл» позволило в короткий период освоения Салымского поля сланцев баженовской свиты сократить время бурения одной скважины с 30 до 10 суток (рекордное достижение 4,5 суток). В ноябре 2011 г. на скважине SVA-6331 Ваделыпского участка (месторождения) за один рейс осуществлен непрерывный отбор керна длиной 60,76 м. Несколькими годами ранее для этого требовалось выполнить шесть рейсов. По возрасту, а также по отношению к глобальной структуре Атлантического и Северного Ледовитого (Арктического) океанов баженовская свита является аналогом сланцевых формаций Вака Муэрта (Vaca Muerta) в Аргентине и Хайнесвилл (Haynesville) в США [2]. Европейская часть России Наиболее крупные извлекаемые ресурсы ожидаются в северо-восточной и южной частях этой территории, в частности в верхнедевонской доманиковой свите Тимано-Печорской провинции и среднеэоценовой кумской свите Ахтырской зоны Северо-Кавказской провинции [6]. На палеозойском этапе геологического развития северо-востока Европейской части России (Тимано-Печорская плита, Уральское и Пайхой-Новоземельское складчатые сооружения) могут быть намечены следующие семь этапов формирования сланцевых нефтегазоматеринских толщ: верхнекембрийский, среднеордовикский, верхнеордовикский, верхнесилурийский, верхнедевонский, нижнекаменноугольный, верхнекаменноугольный. Соответствующие этим этапам сланцевые нефтегазоматеринские толщи были впервые выделены и описаны авторами настоящей статьи [2]. Доманиковая свита является одним из наиболее изученных объектов сланцевой нефти. До последнего времени она рассматривалась только в качестве традиционного источника нефти и газа с трещинными, поровыми и кавернозными коллекторами. В Тимано-Печорской провинции промышленные залежи нефти и газа (традиционного типа) в сланцах доманиковой свиты установлены на 14, а непромышленные притоки известны на еще большем числе месторождений. Накопленная добыча сланцевой нефти из этих месторождений составляет около 1 млн т.

3 Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. 221 Суммарный нефте газовый потенциал доманиковой свиты с традиционных позиций оценивается в млн т у.т [6]. Извлекаемые запасы по отдельным залежам колеблются от 0,1 до 14,0 млн т (в среднем 1 3 млн т). Максимальные дебиты нефти в скважинах достигали т/сут. Средняя глубина залегания доманиковой сланцевой формации м, для нее характерны аномально высокие пластовые давления. Если рассматривать доманиковую свиту Тимано-Печорской провинции в качестве источника нетрадиционной сланцевой нефти, то при минимальных значениях подсчетных параметров (площадь 100 тыс. км 2, толщина 10 м, содержание извлекаемой нефти 1 кг/м 3 ) величина извлекаемых ресурсов может составить около 1 млрд т. Кумская свита среднеэоценового возраста наиболее перспективна в отношении сланцевой нефти в Ахтырской зоне южного борта Запад но-кубанского прогиба (Северный Кавказ) [7 9]. Ахтырская зона, распространенная между меридианами городов Анапа и Белореченск (длиной около 250 км и шириной около 15 км), состоит из двух отрезков северозападного простирания и широтного отрезка между ними (рис. 1). Открытие нефтеносности кумской свиты состоялось в 1965 г. на Левкинской площади скв. 785, которая фонтанировала нефтью (дебит до 3500 т/сут). Всего в Ахтырской зоне было открыто около 60 традиционных месторождений нефти и газа, накопленная добыча УВ за полвека разработки составила примерно 85 млн т нефти и 35 млрд м 3 газа, остаточные запасы (по имеющимся оценкам традиционных нефти и газа) около 50 млн т у.т. В центральном участке Ахтырской зоны кумская сланцевая свита прибретает ряд особенностей, которые отсутствуют в других районах Северного Кавказа: увеличение мощности (на порядок), преобладание тонкого флишоидного переслаивания (аргиллитов, алевролитов, песчаников, мергелей), увеличение содержания органического углерода (до 6 8 %) и катагенетическое преобразование при температуре С. Эти особенности хорошо выражены на Левкинском месторождении. На рис. 2, 3 приведены структурная карта кровли кумской сланцевой формации и субмеридиональный геологический разрез Левкинского нефтяного месторождения, которые отражают надвиг орогенно-складчатых структур Кавказа на южный борт Западно-Кубан ского прогиба. Показано, что в южном направлении кумская сланцевая формация уходит под аллохтонную пластину надвига, а в северном (в пределах Западно-Кубанского прогиба) погружается на глубину 6 7 км и более. Фрон тальная часть надвига на южном борту Западно-Кубанского прогиба образует вертикальный уступ в 2,5 3,0 км. Амплитуда горизонтального перемещения Ахтырского надвига составляет не менее 6 7 км, что предполагает широкое распространение под надвигом нефтенасыщенной кумской сланцевой формации, находящейся в условиях высоких давлений и температур. Наиболее полный разрез кумской сланцевой формации (698 м) вскрыт скв. 250-Левкинская (забой 6755 м) в интервале разреза м (сверху вниз): м аргиллиты темно-серые, иногда с буроватым оттенком, с редкими слоями мергелей толщиной до 20 см; м чередование слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Аргиллиты черные, слоистые. Толщина слоев песчаников и алевролитов до 10 см, редко до 0,5 м, в отдельных случаях до 1,5 5,0 м; м аналогичное чередование слоев алевролитов и аргиллитов; м аргиллиты; м чередование слоев глинистых мергелей и аргиллитов с редкими прослоями алевролитов в нижней части. Скважина 80-Левкинская (глубина 5815 м) обнаружила в зоне трещиноватых пород кумской свиты нефтяную залежь (дебит нефти до 95 т/сут). В основании разреза кумской сланцевой свиты скв. 250-Левкинская отмечается стратиграфическое несогласие. Из разреза выпадает керестинская свита, сокращена мощность подстилающей хадыженской свиты. По имеющимся геологическим данным, формирование кумских отложений происходило в восстановительной и резко восстановительной среде в небольшом изолированном от океана бассейне в условиях его некомпенсированного прогибания. Снижение сноса обломочного материала в кумское время способствовало накоплению в тонкозернистых илах большого количества органического вещества сапропелевого типа, что подтверждается геохимическими исследованиями [10].

4 Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 222 АП ШАП Ш ЕР СУГ О О ВА Н С К Л ИЙ предполагаемая площадь распространения среднеэоценовых сланцевых УВ границы тектонических элементов Структуры перспективные, подготовленные к бурению и разведанные Месторождения газовые газоконденсатные нефтегазоконденсатные неразведанные газонефтяные выведенные из бурения и выработанные месторождения нефтяные 3 Аманатская 27 Вербовая 37 Восточно-Абинская 40 Восточно-Арнаутская 42 Восточно-Бедняцкая 57 Восточно-Даманская 63 Восточно-Ильская 71 Восточно-Красногорская 78 Восточно-Львовская 81 Восточно-Медовская 85 Восточно-Мингрельская 97 Восточно-Украинская 119 Григорьевская 126 Даманская 143 Западно-Варавенская 164 Западно-Мингрельская 176 Западно-Северская 183 Западно-Федоровская 186 Западно-Холмская 250 Мелиховская 290 Оболонская 310 Псифская 326 Северо-Аманатская 330 Северо-Баканская 359 Северо-Смоленская 367 Северо-Холмская 369 Северо-Черноморская 385 Стефановская 419 Шебшская 434 Южно-Варавенская 474 Южно-Федоровская М-1 Абино-Украинское М-2 Абинское М-5 Азовское М-8 Анастасиевско-Троицкое М-12 Ахтырско-Бугундырское М-31 Восточно-Северское М-43 Дообское М-66 Зыбза-Глубокий Яр М-67 Илич М-69 Ильская Долина М-71 Ильское Новое М-75 Калужское М-80 Кеслеровское М-86 Крымское М-87 Кудако-Киевское М-89 Кулинско-Южно-Карское М-98 Левкинское М-115 Новодмитриевское М-131 Свободненское М-132 Северо-Азовсколе М-134 Северо-Ахтырское М-138 Северо-Крымское М-143 Северо-Новодмитриевское М-150 Северское Южное М-151 Северско-Западно-Афипское М-157 Старокалужское М-166 Украинское М-175 Холмское М-181 Шептальское Рис. 1. Ахтырское поле сланцевых углеводородов среднеэоценовой кумской свиты (на основе карты месторождений и перспективных структур Краснодарского края и прилегающих акваторий Азовского и Черного морей, 2009)

5 Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. 223 Рис. 2. Структурная карта кровли автохтонной части кумской свиты (по реперу R кр, сейсмогоризонту F 5 ) в пределах Левкинского нефтяного месторождения в Краснодарском крае

6 224 Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ Рис. 3. Геологический разрез по линии I I через Левкинское нефтяное месторождение (Краснодарский край)

7 Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. 225 Кумская свита, характеризующаяся в ее тонкослоистой терригенной части высоким содержанием катагенетически преобразованного органического углерода, согласно терминологии североамериканских геологов, является типичной сланцевой формацией с нетрадиционными залежами сланцевой нефти. В зонах высокой трещиноватости формируются месторождения нефти традиционного типа. По данным геохимических исследований пород кумской свиты, содержание органического углерода в аргиллитах колеблется от 0,36 до 8,07 %, в алевролитах от 0,52 до 2,03 % (при средних значениях 2,1 %). В разрезе скв. 250-Левкинская Левкинского месторождения нефтенасыщение приурочено к тонкослоистой толще (интервал м, мощность 302 м) из чередующихся аргиллитов, алевролитов и песчаников, содержащей до 45 пластов толщиной от 0,3 до 5,0 м (19 % общей мощности). Тип коллектора традиционных массивных нефтяных залежей трещинный и порово-трещинный. Начальные запасы традиционной нефти (1,4 млн т) к настоящему времени в основном выработаны (1,1 млн т). Оценка извлекаемых ресурсов сланцевой нефти кумской свиты центрального (широтного) участка Ахтырской зоны была выполнена двумя независимыми методами с использованием: геохимических данных о наличии на глубине 5000 м нефти в количестве 5 9 кг/м 3 (минимальная величина извлекаемой нефти на 1 м 3 породы составляет 1,0 кг) [10]; объема трещиноватой зоны наиболее крупной залежи Левкинского месторождения ( м) и ее запасов, подтвержденных фактической добычей (1,1 млн т) (минимальная величина извлекаемой нефти на 1 м 3 породы составляет 1,5 кг) [7 9]. Полученные этими методами величины извлекаемых ресурсов нефти равны соответственно 169 и 253 млн т. Для кумской свиты Ахтырской зоны южного борта Западно- Кубанского прогиба извлекаемые ресурсы сланцевых УВ в целом могут составить до 500 млн т в нефтяном эквиваленте. Сравнение этой величины нетрадиционных УВ с накопленной добычей традиционных нефти и газа в 120 млн т у.т. является очень красноречивым. Извлекаемые ресурсы сланцевых УВ, остающиеся в недрах, как минимум в 2 3 раза превышают накопленную добычу. Рифейские сланцевые толщи (горизонты) распространены в авлакогенах Вос точно- Европейской платформы, а также в Пред уральском краевом прогибе. Наиболь ший практический интерес представляют сланцы Среднерусского авлакогена на севере Ярос лавской области. Здесь (в районе г. Дани лов) бурением установлено нефтепроявление в ледниковых отложениях нижнего венда на глубине около 3000 м, единственным возможным объяснением которого является вертикальная миграция нефти из залегающей ниже (глубина м) сланцевой нефтематеринской толщи (рис. 4, 5) [2]. По мнению авторов статьи, величина извлекаемых ресурсов рифейской сланцевой нефти Ярославской области в объеме 25 млн т является спекулятивной. В настоящее время нет полной оценки извлекаемых ресурсов многочисленных сланцевых нефтематеринских толщ Европейской части России (включая Урал и Кавказ). Вероятно, не будет большой ошибкой оценить общие извлекаемые ресурсы сланцевой нефти этого региона в 5 млрд т. Такой ресурсный потенциал, рассредоточенный по многочисленным сланцевым плеям, не способен оказать решающего влияния на долговременные перспективы развития нефтяной индустрии России. Западная Сибирь В связи с глубоким (6,5 км) параметрическим бурением на п-ове Гыдан авторами статьи рассмотрены нефтегазоматеринские сланцевые толщи Севера Западной Сибири. В слабоизученном глубокопогруженном палеозойском осадочном комплексе предполагается наличие таких же сланцевых толщ, как и в Тимано- Печорской провинции. В мезозойской части разреза намечается 12 потенциально нефтегазоносных сланцевых толщ. Наиболее молодая из них представлена темно-серыми и черными алевритовыми аргиллитами толщиной 7 м, залегающими в кровле туронского яруса и соответствующими пику позднетуронской трансгрессии. Наиболее характерной является кузнецовская сланцевая формация (нижний турон), сложенная черными аргиллитами и битуминозными сланцами толщиной около 20 м, изученными в обнажениях устья р. Енисей. Считается, что эта толща, залегающая на глубине м в центральной части п-ова Гыдан, отражает глобальное бескислородное событие [11].

8 226 Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ Рис. 4. Геологический разрез южного борта Среднерусского авлакогена: I I Молоковский участок; II II Даниловский участок

9 Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. 227 Рис. 5. Фрагмент сейсмогеологического разреза по профилю II II

10 228 Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ К нефтегазоматеринским, возможно, следует отнести и существенно аргиллитовую нейтинскую пачку средней части разреза танопчинской свиты баррем-аптского возраста, а также аргиллиты арктической толщи в прикровельной части сортымской свиты (готерив баррем). Нефтегазоматеринской является верхнеберриасская сланцевая формация микрослоистых и слабобитуминозных аргиллитов (подачимовская толща) и, конечно же, верхне титонско-среднеберриасская баженовская свита. В разрезе средней юры к нефтегазоносным сланцевым толщам относятся аргиллиты леонтьевской и лайдинской (радомская пачка) свит. В разрезе нижнего отдела юрской системы к нефтегазоматеринским сланцевым толщам могут быть отнесены слабобитуминозные аргиллиты с прослоями алевролитов в верхней части котухтинской свиты (аналог тогурской пачки более южных районов), а также глинистые сланцы левинской свиты. В разрезе триасовой системы нефтегазоматеринские сланцевые толщи, представленные тонкослоистыми аргиллитами, известны в верхней и нижней частях пурской свиты. В разрезе сверхглубокой скв. 7-Ен-Яхинская они встречены, соответственно, в интервалах и м. Таким образом, в мезозойской части разреза на севере Западной Сибири намечается 12 нефтегазоматеринских сланцевых толщ, требующих детального изучения. Оценка общего объема извлекаемых ресурсов сланцевой нефти палеозойских и мезозойских комплексов Западной Сибири в 15 млрд т (в том числе баженовской свиты в 10 млрд т) в настоящее время носит спекулятивный характер. Восточная Сибирь Очень большие перспективы в отношении сланцевой нефти имеют верхнепротерозойские и палеозойские нефтегазоматеринские толщи древней Сибирской платформы, а также ее северного и юго-западного (западнее оз. Байкал) обрамления. Общеизвестным примером является куонамская битуминозно-сланцевая толща нижнего и среднего кембрия с аномально высоким содержанием органического вещества, которая распространена на площади более 700 тыс. км 2. В обнажениях Оленёкского свода эта толща мощностью м залегает между пачками известняков. Текстура пород горизонтальная тонкослоистая, толщина прослоев от долей миллиметра до 5 8 мм. На восточном побережье оз. Таймыр в средней части разреза турузовской свиты находится толща из пяти горизонтов общей мощностью около 160 м, представленная чередованием пластов аргиллитов и кремнистых пород (спонголитов): нижний аргиллитовый (70 м), нижний спонголитовый (20 м), средний аргиллитовый (15 м), верхний спонголитовый (25 м), верхний аргиллитовый (20 м). Содержание С орг в аргиллитах 0,73 1,95 %, в спонголитах 0,23 0,28 % [12]. В Минусинском прогибе в основании нижнекаменноугольного разреза выделяется быстрянская свита из пяти подсвит. Тонкослоистые глинисто-карбонатные отложения третьей подсвиты мощностью 26 м, обогащенные органическим веществом, известны как изыкчульский рыбный горизонт [13]. Требуют безотлагательного изучения ресурсы сланцевой нефти и газа в Предбайкало- Патомском краевом прогибе длиной 1200 км. В этой структуре нефтематеринской является качергатская свита рифейского возраста (и ее аналоги), сложенная черными аргиллитами мощностью до 50 м и содержанием С орг до 4 % [5]. Газоматеринским является нижневендский паршинский сланцевый горизонт мощностью около 40 м, изученный в параметрических скважинах 279- и 367-Чайкинская. Извлекаемые ресурсы сланцевой нефти качергатской свиты (оцененные по той же методике, что и ресурсы кумской свиты Западно-Кубанского прогиба) составляют 3,0 7,5 млрд т, извлекаемые ресурсы сланцевого газа паршинского гори зонта более 5 трлн м 3. Приведенные цифры могут служить ориентиром для возможной оценки извлекаемых ресурсов сланцевой нефти огромных территорий распространения граптолитовых образований силурийского возраста на северо-западе Сибирской платформы [5], ряда протерозойских и фанерозойских сланцевых толщ При саяно- Енисейской впадины, Тунгусской синеклизы, Енисей-Хатангского прогиба, п-ова Таймыр. Общегеологическая ситуация Восточной Сибири позволяет авторам сделать предположение, что извлекаемые ресурсы сланцевой нефти этого региона достигают 30 млрд т, что вдвое превышает соответствующие ресурсы Западной Сибири.

11 Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. 229 В исторической перспективе ресурсы сланцевой нефти Восточно-Сибирской платформы могут стать основой нефтяной индустрии России. Забайкалье, Северо-Восток и Дальний Восток России В пределах восточных регионов России наличие сланцевых нефте- и газоматеринских толщ установлено в Верхояно-Колымской области, Забай кальском крае, на Сахалине, Западной Камчатке, Чукотке и в ряде других. В большинстве случаев сообщения об их возможном присутствии носят самый общий характер: например, на Чукотке, на границе Корякского нагорья и Хатырской впадины, в бассейне р. Ваамочка выявлены верхнемеловые кампанские вулканогенно-кремнистые образования общей мощностью до 2600 м, включающие мощные горизонты черных рассланцованных аргиллитов [14]. Как правило, данные о содержании С орг и характере катагенетического преобразования органического вещества отсутствуют. Особый интерес в практическом плане представляют Нелькано-Сетте-Дабанский сланцевый бассейн, расположенный между Сибир ской платформой и Охотским террейном (срединным массивом), а также сложнопостроенный нижнекаменноугольный сланцевый бассейн в Забайкальском крае. Первый с извлекаемыми ресурсами сланцевой нефти более 3 млрд т доста точно детально описан в работе [15]. Забайкальский сланцевый бассейн нижнекаменноугольного возраста имеет субмеридиональное простирание (длина 100 км, ширина км, толщина осадочного сланцевого выполнения около 3000 м). Он является краевым прогибом Газимуро-Аргунского микроконтинента и соседствует с Агинско-Борщовочной палеозойской шовной зоной взаимодействующих литосферных плит (Сибирская и Китайская платформы). Следует отметить поразительное сходство Забайкальского бассейна с Боулен-Ходдерским бассейном (северо-западная Англия), извлекаемые ресурсы сланцевых нефти и газа которого в настоящее время оцениваются многими миллиардами тонн условного топлива [14]. Принимая Нелькано-Сетте-Дабанский и Забайкальский (а также Северо-Аляскинский) сланцевые бассейны в качестве ориентиров, общие извлекаемые ресурсы сланцевой нефти России в пределах Забайкалья, Северо-Востока и Дальнего Востока могут составить порядка 10 млрд т [16]. Учитывая, что изученность сланцевой нефти России находится на исключительно низком уровне, авторы были вынуждены использовать для оценки качественный общегеологический подход, результатом которого стали следующие величины извлекаемых ресурсов: Европейская часть 5 млрд т; Западная Сибирь 15 млрд т; Восточная Сибирь 30 млрд т; Забайкалье, Северо-Восток и Дальний Восток 10 млрд т. Суммируя эти значения, получаем первую для России оценку извлекаемых ресурсов сланцевой нефти 60 млрд т. Список литературы 1. Высоцкий В.И. Ресурсы сланцевого газа и прогноз их освоения / В.И. Высоцкий // ИнфоТЭК С Цветков Л.Д. Сланцевые углеводороды: библиогр. обзор / Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова. Ярославль: НПЦ «Недра», Witsen N.C. Noord en Oost Tartarye / N.C. Witsen. Amsterdam, 1692, 1705 (2 ed.), 1785 (3 ed.). 4. Limberger Yu.A. SW Siberia s Jurassic, Bazhenov may contain much larger oil reserves / Yu.A. Limberger, A.B. Grinshpun, A.S. Lavrik et. al // Oil & Gas Journal. 2000, May 22. P Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводородов России / А.М. Жарков // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление С

12 230 Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ 6. Вагин А.В. Оценка перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений верхнего девона Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / А.В. Вагин // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. М.: Газпром ВНИИГАЗ, С Заграбянц М.Г. Анализ и обобщение материалов параметрической скважины 250-Левкинской / М.Г. Заграбянц, А.С. Николаевский, В.В. Шевчук и др. Краснодар: Краснодарнефтегаз, Баринов А.Ф. Обобщение результатов поискового бурения по Ново-Дмитриевской площади Краснодарского края: отчет / А.Ф. Баринов, З.И. Матюхина, Т.А. Алешина и др. Краснодар: Кубаньгазпром (Краснодарское УБР), Матвиенко В.Н. Гидрогеология и геохимия РОВ перспективных комплексов Восточно- Кубанской впадины, Западно-Кубанского прогиба и Таманского полуострова: отчет о науч.-иссл. работе / В.Н. Матвиенко, С.А. Федотова, В.Г. Ермолаев и др. Краснодар: Союзбурнефть ВНИПИтермнефть, Корчагина Ю.И. Катагенез органического вещества нефтематеринских пород / Ю.И. Корчагина // Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. М.: Наука, С Захаров В. А. Свидетельства эвстатики Мирового океана в верхнем мелу на севере Сибири / В.А. Захаров, А.Л. Бейзель, Н.К. Лебедева и др. // Геология и геофизика С Дивина Т.А. Верхнепалеозойские биоморфные силициты горного Таймыра / Т.А. Дивина, К.И. Микуленко, А.А. Салихов // Геология и гофизика С Зорин В.Т. Стратиграфия нижнекаменноугольных отложений северной части Минусинского прогиба / В.Т. Зорин, Л.Н. Петерсон // Геология и геофизика С Российская Федерация. Государственная геологическая карта Российской Федерации: лист Р-60 (мыс Наварин). СПб.: ВСЕГЕИ, Цветков Л.Д. Нефтеносность зон растяжения земной коры на примере оффшорной части Бразилии и востока России / Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. М.: Газпром ВНИИГАЗ, (16). С The Carboniferous Bowland Shale gas study: geology and resource estimation // British Geological Survey, Department of Energy & Climate Change P. 56.

docplayer.ru

Сланцевая нефть для России неподъемна

Россия обладает колоссальными запасами сланцевой нефти, но, несмотря на истощение старых месторождений, активизировать ее добычу не может. Ресурсная база традиционных углеводородов в России позволит добывать нынешние 500 миллионов тонн нефти в год всего в течение 5-7 лет - таковы прогнозы Института геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ). Далее добыча начнет стремительно сокращаться. Вывести ее на новый уровень могли бы помочь трудноизвлекаемые запасы, в частности, содержащиеся в баженовской свите, однако пока ее разработки ведутся крайне вяло, и ускорения в освоении уникальных сланцевых залежей эксперты не ждут.

По данным Управления энергетической информации США (EIA), Россия занимает первое место в мире по запасам сланцевой нефти. Если мировые извлекаемые запасы этого вида углеводородов оцениваются в 345 миллиардов баррелей, то на долю России приходится 75 миллиардов. На втором месте располагаются США с запасами в 58 миллиардов, на третьем Китай - 32 миллиарда баррелей.

Основным кладезем сланцевой нефти в России является баженовская свита - группа нетрадиционных нефтесодержащих пластов горных пород, расположенная на территории в приблизительно миллиард квадратных километров в Западной Сибири. Несмотря на то, что изучение баженовской свиты началось еще в 1960-е годы, имеющихся данных недостаточно для того, чтобы назвать точный объем ее ресурсов.

 Американские эксперты говорят о том, что технически извлекаемые запасы здесь составляют 74,6 миллиарда баррелей, а геологические ресурсы превышают триллион баррелей. Данные российских ученых разнятся. Наиболее оптимистичная оценка дается заведующим кафедрой геологии, нефти и газа Тюменского нефтегазового университета Иваном Нестеровым, который говорит о геологических запасах в 140 миллиардов тонн - это также чуть более 1 триллиона баррелей. Ученые Института нефтегазовой геологии и геофизики имени А.А. Трофимука приводят оценки в 18-60 миллиардов тонн извлекаемых ресурсов (131-440 миллиардов баррелей).

Однако же такой гигантский потенциал оказывается практически не востребован. В баженовской свите добывается всего около 500 тысяч тонн нефти (3,7 миллиона баррелей) в год. Для сравнения - в 2014 году, по данным департамента энергетики США, в Соединенных Штатах было добыто 234 миллиона тонн сланцевой нефти. C 2011 года, когда произошел сланцевый скачок, США нарастили добычу на 175 миллионов тонн, Россия за тот же период - всего на 8 миллионов.

Эксперты опасаются, что если не активизировать разработку трудноизвлекаемых запасов, добыча продолжит стагнировать, а затем начнет сокращаться. Так, по словам руководителя дирекции по научной работе ИГиРГИ Евгения Груниса, активных запасов нефти в России хватит на 5-7 лет.

 Удержать установившийся уровень добычи в течение 15-20 лет, по его словам, поможет лишь ответственный подход к недропользованию - достоверная оценка запасов, увеличение коэффициента нефтеотдачи на действующих месторождениях, активизация геологоразведки, участие государства в подготовке запасов.

Одним из рецептов американского сланцевого успеха стало сочетание нескольких факторов: высоких цен на нефть, либеральной модели рынка, развитой инфраструктуры, наличия водных ресурсов, технологий и техники. "В мире сланцевую нефть добывают всего четыре страны - США, Канада, Россия и Китай. А успех пришел только к североамериканцам", - подчеркивает ведущий аналитик Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков.

Эксперт обращает внимание на то, что сланцевую революцию сделали мелкие компании - в нефтегазовом сегменте США их работает около 10 тысяч. "После того, как догадались одновременно применить две технологии (гидроразрыв пласта и горизонтальное бурение), стало добываться много сланцевого газа, а затем и нефти. Гидроразрыв подразумевает закачку воды, в Северной Америке ее хватает, а вот у Китая воды нет, поэтому повторить американский успех ему не удалось", - объясняет Юшков.

 Немаловажную роль, по его словам, сыграло и то, что в США развит рынок аренды буровых установок, то есть дефицита техники не наблюдается: сланцевые скважины имеют непродолжительный жизненный цикл, поэтому недропользователям выгодно брать технику в аренду.

В России техники, в частности, для горизонтального бурения, не хватает, говорит начальник аналитического отдела инвесткомпании "Церих Кэпитал Менеджмент" Николай Подлевских. С введением санкций российским недропользователям придется искать замену импортным машинам. Наладить производство собственных аналогов возможно, но очень нескоро, считает эксперт.

Есть проблема и с технологиями. Как рассказал директор Института проблем нефти и газа РАН Анатолий Дмитриевский, российская и американская сланцевая нефть далеко не одинаковы, поэтому даже если бы было возможно применить американские технологии, они бы не подошли. "Для баженовской свиты не подходит многостадийный гидроразрыв, и все технологии, которые сейчас пробуют, не тянут", - констатирует академик.

Затрудняет разработку баженовской свиты и отсутствие инфраструктуры. По словам Подлевских, в США за разработку сланцевой нефти могли взяться мелкие компании, потому что для этого были созданы транспортные условия - за последние годы в разы увеличились перевозки нефти по железным и автодорогам. В России такой инфраструктуры, равно как и разветвленной сети трубопроводов, в районе залегания сланцевой нефти практически нет.

 Не способствует активизации работы со сланцевыми запасами и снижение цен на нефть, делающее нерентабельной добычу на "трудных" месторождениях. По мнению Николая Подлевских, разработка баженовской свиты начнет активно проводиться не раньше, чем цены на нефть вернутся к 100-долларовому уровню: пока это не произойдет, "компании будут изображать кипучую деятельность, но их приоритетом будут оставаться традиционные, пусть и истощаемые, месторождения".

maxpark.com