Минусы добычи «нетрадиционного» газа пока перевешивают плюсы

Произошедший в последние годы рост добычи «голубого топлива» в США вызвал настоящий бум прогнозов относительно ресурсов «нетрадиционного» газа. Под этим термином понимают угольный метан (coalbed methane), сланцевый газ (shale gas), а также запасы, содержащиеся в плотных песчаниках (tight gas). Их общим признаком является то, что они находятся в практически непроницаемых породах, коэффициенты проницаемости которых составляют десятые или сотые доли мД. Поэтому неплохо было бы изменить наименование ресурсов газа «нетрадиционные» на «трудноизвлекаемые».

Что такое «сланцевый газ»?

Под «сланцевым газом» в США понимают запасы, сосредоточенные в аргиллитах, алевритах и собственно сланцах. Это осадочные породы, содержащие в различных соотношениях глинистые, карбонатные и кремнистые частицы. Их ничтожно малая проницаемость иллюстрируется тем, что пласты часто не имеют привычных для нефтяника покрышек, а иногда сами являются покрышками для расположенных ниже нефтяных или газовых залежей. В естественных условиях массо-обмен в этих пластах ограничивается диффузией. Тем не менее, более плотные пласты обладают некоторой трещиноватостью. Кроме того, в них имеются пустоты, образовавшиеся в результате послойного отложения и последующего разложения органического вещества, которое и продуцирует сланцевый газ.

В США 70% добычи сланцевого газа связано с бассейном Barnett в Техасе, а 80% ресурсов приходится на два новых бассейна – Haynesville и Marcellus. В Канаде в стадии реализации находятся проекты Horn River и Montney, перспективные территории выявлены в Британской Колумбии, Альберте, Саскачеване, Онтарио и Квебеке; их ресурсы оцениваются от 2,4 до 28 трлн м3. В Китае сланцевые поля разделены на четыре крупные провинции с суммарными ресурсами 21-45 трлн м3. Перспективы имеются в Балтийском бассейне в Польше, в Парижском – во Франции, в бассейне Cooper – в Австралии. Скопления глинистых сланцев известны в Северной Африке (Алжир, Марокко), Южной Америке (Колумбия, Венесуэла) и России. Однако наиболее благоприятные условия для освоения этих запасов есть в США и Канаде вследствие высокой геологической изученности, развитых сетей газоснабжения и близости основных потребителей газа.

Оценки потенциальных ресурсов сланцевого газа варьируют в очень широких пределах. В обзоре компании Advanced Resources International Inc. трудноизвлекаемые ресурсы «голубого топлива» определены в 24,76 трлн м3, в том числе сланцевого газа – 12,7 трлн м3. Между тем, только на одном из крупных месторождений Marcellus Shale оценки геологических запасов изменяются в солидном интервале – от 4,5 до 15,2 трлн м3.

Большинство специалистов сходятся на том, что мировые ресурсы сланцевого газа составляют примерно 200 трлн м3. И тогда основной вопрос заключается в следующем: какую часть из них можно считать доказанными, пригодными для экономически эффективной разработки?

Причины «сланцевого бума»

Сланцевый газ известен довольно давно. В 1981 г. на месторождении Barnett Shale в Техасе из мощного пласта алевритов получены притоки газа. Но в те времена из-за малых дебитов скважин о его экономически эффективной добыче нельзя было и думать.

Принято считать, что счастье в виде сланцевого газа свалилось миру на голову в результате достижений технического прогресса: горизонтального бурения и операций гидроразрыва пластов (ГРП). Это не совсем так, потому что первый метод массово применялся уже 20 лет назад, а последний – добрые 50 лет. В действительности же масштабный рост добычи сланцевого газа произошел в силу комплекса причин: технических, экономических и коммерческих. Для начала обратимся к таблице, в которой представлено, как изменялся состав доказанных запасов газа в США в нынешнем тысячелетии.

Из таблицы видно, что доказанные запасы природного («традиционного») газа, несмотря на мощный рост цен, за восемь лет практически не изменились, а на континентальном шельфе вдвое сократились. Весь прирост в 2005–2008 гг. получен за счет трудноизвлекаемых запасов, и в этом немалая заслуга американских властей, которые предприняли весьма действенные меры для стимулирования газовой отрасли.

В 2005 г. были существенно сокращены налоги на добычу «голубого топлива». Одновременно власти увеличили на 25% обязательные отчисления в пользу землевладельцев, и они стали охотнее заключать контракты с добывающими компаниями. В результате производство сланцевого газа за четыре года выросло с 3 до 54,6 млрд м3 в год.

Подобная ситуация характерна для многих стран, обделенных богатыми ресурсами. Япония уже давно пытается создать технологии извлечения газа из гидратов, которые залегают под дном океана. Россия испытывает те же проблемы в алюминиевой отрасли: значительная часть ресурсов бокситов высокого качества находится на больших глубинах, вероятность обнаружения богатых месторождений чрезвычайно низка. Поэтому лишь немногим более половины всего выпускаемого глинозема перерабатывается из бокситов, оставшаяся часть приходится на технологически и экономически менее эффективные нефелиновые руды, которые используются для производства глинозема только в РФ.

Опыт разработки месторождений сланцевого газа практически отсутствует. Недостаточно информации для построения динамических моделей процессов в пластах. Поэтому сегодня никто не может уверенно сказать, каким будет конечный коэффициент газоотдачи и каких средств это будет стоить.

Бум пойдет на спад?

Наиболее долгую историю добычи сланцевого газа имеет месторождение Barnett Shale, расположенное на севере Техаса в США. Содержащие метан породы залегают здесь на глубинах от 450 до 2 тыс. м на площади 13 тыс. км(2). Мощность пласта изменяется от 12 до 270 м. Доказанные извлекаемые запасы в рамках пробной эксплуатации были приняты в размере 59 млрд м3. В настоящее время они полностью выбраны, однако продолжающееся бурение скважин расширило границы первоначального участка, и накопленная добыча продолжает расти.

План разработки месторождения предусматривал выход на проектный уровень добычи в 36,5 млрд м3 в год, для этого надо было пробурить более 20 тыс. скважин по сетке 64 га/скв. Но данные показатели не достигнуты. В 2006 г. из 6080 скважин было извлечено 20 млрд м3 «голубого топлива», а к концу 2008 г. количество скважин выросло до 11,8 тыс., но производство сырья существенно не увеличилось.

Технология добычи газа заключается в бурении скважин с горизонтальным участком ствола длиной 1200 м и многоступенчатым гидроразрывом пласта. По мере истощения притока ГРП неоднократно повторяется. Для первых подобных операций требовалось порядка 1 тыс. т воды и 100 т песка. В настоящее время в горизонтальных скважинах стоимостью 2,6-3 млн долларов для одного ГРП необходимо порядка 4 тыс. т воды и 200 т песка. В среднем в течение года на каждой скважине проводится три ГРП.

Компания Chesapeake Energy – оператор разработки месторождения – объявила о вводе в эксплуатацию новых скважин с дебитом 350 тыс. м3 в сутки в течение первого месяца. Но этот дебит быстро снижается, его приходится поддерживать новыми операциями ГРП. При этом среднесуточный дебит скважин на месторождении составляет всего лишь 6,26 тыс. м3 в сутки. Это указывает на то, что более половины скважин работают периодически или простаивают.

Можно полагать, что основная часть извлекаемых запасов газа уже выработана. Как обычно, первые скважины строились в районах наибольшей мощности пласта (150-270 м), затем их сетка уплотнялась и кое-где достигла 16 и даже 8 га на скважину. В течение 2007–2008 гг. добыча «голубого топлива» росла незначительно, хотя масштабное бурение продолжалось. Это означает, что прирост производства в новых скважинах компенсируется его снижением в ранее пробуренных стволах.

Вложив крупные средства (около 40 млрд долларов), Chesapeake Energy попала в экономическую ловушку. Она не могла допустить сокращения добычи, потому что надо возвращать взятые кредиты. Но произошедший рост поставок газа на рынок США обрушил внутренние котировки. В 2009 г. цены производителей уменьшились в 2,14 раза, до 137 долларов за 1 тыс. м3, что сделало дальнейшее извлечение сырья нерентабельным. По итогам 2009 г. при общей годовой выручке в 7,7 млрд долларов компания понесла убытки в размере 5,9 млрд.

Другой крупный газовый проект Marcellus Shale находится в начальной стадии реализации. Огромный пласт мощностью от 8 до 80 м протянулся от штата Нью-Йорк на северо-востоке до штата Теннесси на юго-западе. Его общая площадь – 140 тыс. км2, глубина залегания – от 700 до 3 тыс. м. По различным оценкам геологические запасы газа могут находиться в пределах 4,5-15,2 трлн м3, что соответствует газонасыщенности пород в пределах 0,32-1%. Коэффициент извлечения сырья принят равным 0,1. Для освоения месторождения потребуется пробурить от 100 до 220 тыс. скважин стоимостью 3-4 млн долларов каждая. Таким образом, минимальный объем капитальных вложений только в бурение должен составить 300 млрд долларов. Средняя плотность извлекаемых запасов «голубого топлива» – 7,04 млн м3 на 1 км2 площади, или 6,35 млн м3 на одну скважину, что соответствует среднемесячному дебиту на традиционных месторождениях. Сейчас наблюдается пристальный интерес к сланцевому газу со стороны крупных и транснациональных компаний. Так, норвежская Statoil и французская Total осторожно входят в американские сланцевые проекты, рассчитывая, получив опыт, расширить свою ресурсную базу. Иначе действует Exxon Mobil. В конце прошлого года она объявила о предстоящем поглощении ХТО Energy Inc., крупного оператора сланцевого проекта Haynesville Shale, который имеет 1,2 трлн м3 трудноизвлекаемых запасов газа и 10 млрд долларов долгов в придачу.

Это логично. Бум сланцевого газа больно ударил по интересам крупных корпораций. В последние два года терминалы по приему СП Г в США простаивали, сжиженный газ был направлен в страны ЕС и АТР. Соединенные Штаты смогли отказаться от строительства газопровода с Аляски и заморозить сооружение новых терминалов по приему СП Г. Под угрозой оказались уже начатые проекты, в которые вложены немалые средства. Только в прошлом году потери выручки производителей и импортеров газа от снижения цен составили 93 млрд долларов.

Располагая активами по всему миру, крупные корпорации имеют достаточный запас прочности, чтобы сократить добычу трудноизвлекаемых запасов и вернуть на приемлемый уровень цены на газ. Мы ожидаем, что этот процесс займет два – три года; после повышения цен до 200-250 долларов за 1 тыс. м3 производство сланцевого газа начнет постепенно возрастать, но уже не бурными, а медленными темпами.

Преимуществом сланцевого газа является близкое расположение к центрам потребления, но этот же фактор накладывает дополнительные экологические ограничения. Между тем, в нефтегазовой промышленности нет примеров столь мощного воздействия на недра, как при извлечении данного вида сырья.

На месторождении Barnett Shale для получения 1 тыс. м3 газа нужно закачать в пласт не менее 100 кг песка и 2 т воды. Более половины этой жидкости откачивается обратно, а поскольку она содержит химические реагенты, нужно провести ее очистку. Ежегодно для проведения ГРП на месторождении требуется до 7,1 млн т песка и 47,2 млн т воды. Реальные цифры, вероятно, меньше, потому что значительное количество скважин простаивает. Но уже известны случаи, когда армады тяжелых траков превращали в грязь легкие грунтовые дороги, а компании платили чувствительные штрафы за их повреждение.

На участках неглубокого залегания сланцев добыча газа более выгодна. Но при этом возрастает опасность загрязнения водоносных пластов атмосферного питания жидкостью ГРП, а также увеличивается риск поступления в них метанового газа. Такие факты в США уже отмечены. Наконец, многократная деформация пластов с годами может привести к изменению рельефа в результате техногенных подвижек.

В России десятки лет назад установлено наличие сланцевого газа в пределах Тимано-Печорской провинции, Енисейского кряжа и в ряде других районов. Никакой экономической целесообразности в его добыче пока нет и в ближайшие годы не предвидится.

Разведанные запасы природного газа в РФ составляют 48 трлн м3, или свыше 33% мировых (145 трлн м3); начальные суммарные ресурсы достигают 260 трлн м3 (более 40% от 650 трлн м3). Наконец, доказанные (извлекаемые) запасы (43,3 трлн м3) обеспечивают нам текущий уровень потребления в течение 72 лет. Себестоимость производства «голубого топлива» изменяется в зависимости от региона от 3 до 50 долларов за 1 тыс. м3. Для сравнения, для сланцевого газа в США соответствующий показатель составляет 80-320 долларов.

Интересно было бы использовать трудноизвлекаемый газ для обеспечения энергоснабжения отдаленных территорий Севера и Дальнего Востока. Однако эти районы промышленно не освоены и не имеют достаточного количества потребителей. В густонаселенной же части страны сланцевый газ не выдерживает конкуренции с природным «голубым топливом» уже открытых месторождений.

* * *

Итак, трудноизвлекаемые ресурсы – это дополнение, но не альтернатива богатым залежам природного газа. Поэтому мы разделяем взвешенные оценки Информационного энергетического агентства Министерства энергетики США (EIA), согласно которым добыча газа из глинистых сланцев возрастет в Соединенных Штатах к 2030 г. до 116 млрд м3 (17,6% суммарного производства «голубого топлива» в стране), объемы извлечения газа из плотных песчаников достигнут почти 200 млрд м3 (30%), угольного метана – 56 млрд м3 (его доля снизится до 8,5%).

Сланцевый газ является сильно рассеянным полезным ископаемым. Его добыча, как уже отмечалось, отличается наиболее мощным воздействием на окружающую среду, а затраты на освоение месторождений заметно превышают уровень инвестиций в другие газовые ресурсы. Однако если человек не найдет альтернативных видов получения энергии, то по мере развития техники он будет все больше вовлекать эти запасы в промышленную разработку.

Бурный рост добычи сланцевого газа в США является следствием предпринимательской активности, целенаправленных действий властей и высоких цен на «голубое топливо». Однако газовый бизнес в силу своей огромной фондоемкости болезненно реагирует на резкие колебания котировок и нуждается в их регулировании. Во многих странах мира такую функцию осуществляют государственные газовые компании, а в США эту роль, вероятно, возьмут на себя крупные транснациональные корпорации.

А.Коржубаев, А.Хуршудов

«Нефть России», 2010. № 9