Сланец, великий и ужасный

Так как мы с вами в Ида-Вирумаа практически живем на залежах этого полезного ископаемого, все слышали о сланцевой нефти и сланцевой революции. Но далеко не все понимают, что такое сланцевая нефть, в чем проблема ее добычи и есть ли у нее перспективы. Вот про это и узнаем из обширной статьи одного из российских специалистов.

В Америке под термином «сланцевая нефть» понимают нефть двух видов: «shale oil» – высоковязкая сланцевая смола, по свойствам (плотности, вязкости) значительно отличается от традиционной легкой нефти. Получают из горючих сланцев после термического воздействия (пиролиза). Эта нефть имеет еще другое название – сланцевое масло, которое пришло еще с дореволюционных времен. Лидером по ее производству в Российской империи была Эстляндия, имеющая огромные запасы горючего сланца. И после получения независимости она продолжала развивать сланцевую энергетику, и Эстония стала в межвоенное время лидером по производству пиролизной нефти

Карьер по добыче сланцев где-то в суровой Эстонии

«Tight oil» или "Light tight oil" - легкая нефть, содержащаяся в коллекторах с низкими фильтрационноемкостными свойствами, т.е. в плотных низкопористых низкопроницаемых коллекторах – сланцах. Сланцевые толщи — это горные породы, состоящие в основном из глинистых известняков и кремнезема, которые насыщены органическим веществом. Т.е. это основные нефтематеринские породы практически во всех нефтегазоносных бассейнах мира.

Применяя термин «сланцевая нефть» в России, да и не только в ней, в настоящее время подразумевают именно «tight oil».

США я упомянул не даром, так как первыми получать промышленную нефть такого типа начали именно они. Это явление еще назвали «сланцевой революцией», про которую прожужжали все уши несколько лет назад.

Теперь давайте рассмотрим, чем же сланцевые месторождения отличаются от традиционных. Про устройство обычных месторождений я писал в статье, на которую имеется ссылка выше. Главное условие формирования месторождений традиционной нефти (и газа) – это наличие высокопористой породы, которая находится над нефтематеринской породой. Они бывают нескольких типов, горючий сланец относится именно к таким. После синтеза нефть и газ начинают мигрировать на поверхность, и если над нефтематеринской породой имеется такая порода, то они «задерживаются» в порах благодаря абсорбции (поглощение вещества всем объемом тела) Этот процесс видели наверняка все, достаточно вспомнить губку и воду. Такие породы называются породами-ловушками или коллекторами, главное в них – пористое строение, в порах и задерживается нефть и/или газ

Но, главное, не только впитать, главное – удержать. Если напитанную водой губку поместить на солнце – она высохнет, т. к. вода испариться. Тоже самое происходит с нефтью и газом, газ улетучивается полностью наряду с легкими фракциями нефти, остается битум.

Поэтому вторым условием образования традиционной нефти и газа является наличие над породой-ловушкой непроницаемых для нефти и газа пород, которые называются породами-покрышками. Это, чаще всего, либо слои соли, или глины.

А вот со сланцами картина немного иная. Они сами по себе являются нефтематеринской породой, т. е. образование нефти и газа происходит именно в них. Но по причине того, что прямо над ними находятся плотные породы нефть не может мигрировать на поверхность, а сохраняется в месте генерации. Также миграции на поверхность мешает очень низкая пористость (и связанная с эти проницаемость) этих пород. Если породы-ловушки традиционной нефти можно сравнить с губкой, то сланцевые породы можно сравнить с пропитанным водой кирпичом, в нашем случае – пропитанным нефтью. Из-за этого особенностью сланцев являются высокие пластовые давления.

Сланцевых нефтематеринских пород на земле не просто много, их колоссальное количество. Соответственно нефти в ней очень много, счет идет на сотни миллиардов тонн. Только в России в т. н. Баженовской свите, самой крупной формации сланцев в России, ресурсный потенциал составляет порядка 60 миллиардов тонн, что 4-7 раз больше «родины» сланцевой революции аналогичной формации Баккен.

Но ввиду особенностей сланца: чрезвычайно высокой плотности, сверхнизкой проницаемости, высокого количества примесей – добыть ее гораздо труднее и затратнее, чем традиционную нефть. Но запасы ее истощаются, если не будет энергетической революции в новом виде (в зеленые сказки эльфов в энергетическое будущее с ветряками и солнечными панелями лично у меня вызывает большое сомнение) в виде теромоядерной энергетики, нам придется ее добывать. Правда все это будет дорого и хватит ее не для всех. 

Теперь пришло время рассмотреть особенности добычи сланцевой нефти.

Основной сложностью при добыче сланцевой нефти является чрезвычайно низкая проницаемость сланцевых пород. Для измерения проницаемости горных пород используют специальную внесистемную единицу – дарси. Она названа в честь Анри Дарси, который изучал фильтрацию жидкостей в пористой среде и автор одного из самой известной формулы гидродинамики – формулы Дарси.

Анри, наш Дарси

Одно дарси соответствует проницаемости горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см2, при ламинарном режиме фильтрации, при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сантипуаз (динамическая вязкость воды). Величина дарси составляет примерно 1 мкм2 (в квадрате). Чаще всего применяют дробную единицу миллидарси (1/1000 дарси), т. к. редко, когда проницаемость пород бывает выше 1 дарси.

По проницаемости коллекторы делятся на пять классов:
очень хорошо проницаемые (>1 дарси);
хорошо проницаемые (0,1 - 1);
средне проницаемые (0,01 - 0,1);
слабопроницаемые (0,001 - 0,01);
плохопроницаемые (<0,001)

Сланцевые коллекторы относятся к последним двум классам, как видим, проницаемость их ниже обычных в десятки, а то и сотни раз

Проницаемость породы зависит от нескольких факторов, основными их которых будет пористость пород и их размеры. Любая нефтесодержащая порода пористая (коллектор - пористая порода пласта), в них находятся нефть, газ и вода. Чем выше пористость породы и чем крупнее поры – тем выше и проницаемость, а также объем удерживаемого флюида (содержимого пласта). Обычные месторождения имеют крупные поры (а также трещины, каверны) и высокую пористость. А нефтьсодержащая порода сланцевых месторождений низкопориста и поры маленького размера. Кроме того, она имеет более структурированное строение.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, глины с массивной пакетной упаковкой, алевролиты.

Плохо проницаемыми породами являются: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели.

Чтобы добыть простую нефть, достаточно пробурить скважину, которая заходит в пласт, спустить туда насос, он начнет поднимать нефть на поверхность, в результате чего создаётся депрессия на пласт (понижение давления). По порам к скважине будет притекать новые объемы скважинного флюида, ввиду высокой проницаемости площадь зоны фильтрации будет некритична, нужный объем скважиной жидкости исправно будет притекать к насосу. А для того, чтобы в пластах оставалось высокое давление достаточно в них через нагнетательные скважины закачивать воду (вторичные методы увеличения нефтеотдачи, система поддержания пластового давления)

Совершенно другая картина со сланцевой нефтью. Традиционная вертикальная скважина тут просто не годится. После спуска насоса также, как и в случае с традиционными пластами будет создаваться депрессия на пласт. Но вот нефть и другая скважинная жидкость просто не будет успевать притекать к скважине, насос будет работать вхолостую и быстро сгорит. Обеспечить достаточный приток жидкости к насосу согласно определению единицы дарси (и его формулы) можно двумя способами: увеличить депрессию на пласт или увеличить площадь фильтрации жидкости. Уменьшить депрессию на пласт практически невозможно, это должны быть совсем уж чудовищные насосы, и далеко не факт, что давление будет снижено на большую глубину прискважинной зоны. Увеличить пластовое давление нагнетанием жидкости извне тоже проблематично, оно в сланцевых пластах итак очень высокое, да и давление надо создавать просто невообразимое, чтобы продавить жидкость через низкопроницаемый пласт.
А вот увеличить зону фильтрации вполне возможно. Для этого используются две технологии. Которые развивались давно и самостоятельно, но впервые их объединил отец сланцевой революции Джордж Митчелл. Это технология горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта.

Джордж Фидиас Митчелл

Горизонтальное бурение, как это понятно уже из названия, заключается в том, что скважина не является вертикальной. Точнее часть ее ствола вертикальна до захода в продуктивный пласт. А затем она меняет направление по условной горизонтали и идет несколько сотен (а то и тысяч) метров по продуктивному пласту.

И тут я сделаю небольшое отступление, потому что уверен, что начнут задавать вопросы – а как бурят такие скважины. Я вам отвечаю честно: сам имею смутное представление. Точнее теорию знаю, а вот как это практически происходит – не знаю. Так уж получилось, что в бурении мне не пришлось работать, хоть я ни капли не жалею об этом.

Но и горизонтального ствола мало, поэтому для увеличения площади питания скважин проделывают так называемый гидроразрыв пласта (ГРП) или еще его называют фрекингом. Когда-нибудь я соберусь с мыслями и напишу статье (а может и несколько) и нем, ну а сейчас вкратце поясню, что же это такое. Суть ее заключается в том, что в скважину под огромным давлением подается технологическая жидкость, под ее напором породы пласта буквально лопаются и дают трещины. Чтобы они не сомкнулись, в них закачивают твердый расклинивающий агент. Раньше для этого использовали крупнозернистый кварцевый песок, сейчас же применяют керамический гранулят – пропант.

После прекращения давления он не дает смыкаться трещинам, зона фильтрации увеличивается, и скважина получает достаточный приток жидкости. Но ГРП применялся давно еще на вертикальных скважинах, на горизонтальных же скважинах делают несколько гидроразрывов вдоль горизонтального ствола скважины, эта технология называется многостадийным ГРП (МГРП)

Схема скважины с МГРП

ГРП на отечественных просторах, рвут простой пласт

А это ГРП в далекой Америке, фрекинг сланцевого пласта. Оцените разницу в количестве техники

Существует множество разновидностей данной технологии, позволяющих получать трещины различной конфигурации. Российские нефтяные компании работают над методами, которые позволили бы применять ГРП в максимально эффективном режиме. К примеру, «Газпром нефть» проводит моделирование геометрии трещин с помощью специально созданного программного обеспечения и цифровых моделей — это позволяет заранее определить, в какую сторону и как сильно треснет скважина. Состояние уже готовых трещин держат под постоянным наблюдением с помощью инструментальных сейсмических методов.

В комментариях к первым двум темам мне не раз задавали много вопросов, чаще всего возникал вопрос, какая себестоимость сланцевой нефти (и газа), и даже обвинили в работе на Газпромнефть))). Хотя отчасти это правде соответствует, сейчас наша организация на подряде как раз у них. Но маркетинг Газпромнефти и заказной пост - это перебор. Хотя я бы и не отказался, только кто за мои статьи деньги даст.

Про себестоимость я ничего не могу сказать, во-первых, у меня не такая специальность, во-вторых, никогда не интересовался этим вопросом. Пусть себестоимость рассчитывает те, кто это должен – финансисты, экономисты и аналитики на диване, последние больше всего знают, а у меня нет такой высокой квалификации.

Единственное, что я могу сказать, так только то, что стоимость сланцевой нефти и газа никогда не сравнится со стоимостью аналогичного месторождения традиционной нефти и газа. Т. е. теоретически, если взять два месторождения, которые находятся рядом, имеют одинаковые запасы, инфраструктуру, транспорт и тд и тп., но будут отличаться фильтрационно-емкостными свойствами пласта, то добыча на месторождении традиционной нефти и газа будет однозначно дешевле. Почему так происходит?

Во-первых, можно обмануть людей, но невозможно обмануть физические законы. Как я написал во второй теме, традиционную нефть, как минимум на начальных стадиях разработки, добыть довольно просто. Пробурили вертикальную скважину и качай нефть. А вот со сланцевой нефтью такое невозможно. Необходимо делать горизонтальный ствол, делать МГРП, а это стоит очень немалых денег. Иначе нефти не добиться. Больше скважиноопераций = больше вложено денег = дороже нефть.

Во-вторых, в скважинах, которые находятся в сланцевых пластах, очень быстро падает дебит (продуктивность скважин). В принципе, дебит падает на всех скважинах и происходит обводнение. Но на месторождениях сланцевой нефти это происходит гораздо стремительнее.

Вот диаграмма, которая показывает средний дебит скважины, которая расположена в крупнейшей американской формации Баккен

Наряду с месторождением Игл-Форд она обеспечивает 2/3 добываемой сланцевой нефти. Как видим начальный дебит скважины порядка 900 баррелей (158,9 литра). Это, если перевести в привычные нам единицы, 143 кубических метра. Не самый большой объем, но нормальный. Но на второй год дебит составляет уже 427 баррелей, а на пятый – 66 баррелей. А это уже всего 10,5 кубометров. Это уже мало, а дальше еще становится ниже. Можно, конечно, скважину «оживить», седлать дополнительные ГРП (если есть возможность), пробурить дополнительный ствол, но расходы будут вполне сравнимы с бурением новой скважины.

Третья причина – это дефицит воды. Давайте посмотрим две карты.

На этой карте отображён водный стресс в США - нехватка воды, приемлемой для питьевых и хозяйственных нужд, качества

А на этой изображены основные сланцевые месторождения нефти и газа. Теперь становится понятно, что основные успехи американских сланцевиков связаны с формациями Марсуллус/Ютика и Баккеном (Виллисон). Там просто много воды, которая требуется в огромных объемах, на один ГРП могут понадобится сотни, а то и тысячи кубометров. Успехи Пермиана бассейна, который расположен в знойном Техасе скромнее, там просто не хватает воды.

Для того, чтобы покрыть дефицит, компания "Layne Christensen Company", специализация которой водоснабжение жилого сектора, в сотрудничестве с руководством штата Техас заключили соглашение о бурении более 100 скважин в Западном Техасе, чтобы в последующем продать ее нефтяным компаниям.

Но в США хватает денег и воды, но все гораздо более грустно в Китае. Смотрим карту водного стресса Китая с наложением границ сланцевых месторождений (сиреневые контуры)

В Китае хватает денег, но им не повезло с водой. Страна, имеющая население в 20% от мирового, владеет всего лишь 6% водных ресурсов пресной воды. Кроме того, качество данной воды ниже каких-либо стандартов даже сейчас — 20% китайского речного стока и 35% подземных резервуаров воды и поверхностных озёр непригодны для промышленного и сельскохозяйственного использования уже сейчас. Правда китайцы пытаются разработать свои технологии, а не использовать ГРП, посмотрим, что у них получится

Недалеко ушла и сухая Австралия. Там полно сланцевых бассейнов, но воды еще меньше, чем в Китае

Ну и, наконец, четвертая причина. Себестоимость можно нарисовать какую угодно, главное, кто и как будет измерять. И в этом вопросе замешано много политики и спекуляций. Я никогда не забуду, в то время, когда нефть была по сто баксов и выше за баррель, наш Президент заявлял, что себестоимость нефти составляет каких-то значительных величин, то ли 50, то ли 70 долларов за баррель. А потом нефть рухнула, и оказалось, что ее выгодно добывать и за куда более низкую цену. Примерно такое происходит и со сланцевой нефтью. Мне кажется, что себестоимость считают верно, но, главное, считают там, где нужно. Например на Баккене, с которым американцам явно повезло. В нем имеется три статиграфических слоя: верхний и нижний сланцевый, а середина состоят из песчаников и доломитов, которые обладают хорошей проницаемостью. Оттуда и добывают преимущественно нефть, вполне вероятно, там себестоимость ниже, чем в других сланцевых бассейнах. Поэтому там и бурят. А еще и нет воды. Воды нет — и не будет. Нет воды — нет ГРП. Нет ГРП — нет газа или нефти. А на Барнетте и Грин Ривер после экспериментов бурение пока развивается шатко-валко. Как и при добыче любого ресурса снимают сливки, но когда они сняты, то цена работ и себестоимость продукции увеличивается.

Да и то, что американские компании закредитованы по самое не хочу, косвенно свидетельствует об этом. По данным Федерального агентства энергетической информации США, только на обслуживание долгов компаний, занятых в индустрии, ежедневно уходит стоимость 1,5 миллиона баррелей, а это четверть всей добываемой сланцевой нефти. Помимо высоких затрат на обслуживание долгов, выйти в прибыль мешают постоянно растущие затраты на модернизацию. И это притом, что по сравнению с российской американская сланцевая нефть не такая и «трудная». Поэтому рассказы про «30 долларов за баррель» могут дуть в уши финансистам и государству сами сланцевики, чтобы получить еще больше выгодных кредитов, субсидий и прочих денежных вкусняшек.

Американцы сделали сланцевую революцию. Они молодцы, это бесспорно. Но фишка заключается в том, что она была сделана вынуждена. Если бы у них остались мощные месторождения обычной нефти и газа, то революция вряд ли состоялась. Нам повезло, что у нас больше обычной нефти и газа. Но проблема истощения традиционных запасов есть и у нас. Если нефть и газ останутся востребованным сырьем, в чем я уверен, то сланцевая революция будет и у нас. Другое дело, что нефть и газ будут дороже, чем сейчас. Чудес не бывает,как я написал выше, никакие технологии не обманут законы природы и не сделают дешевле продукцию ниже определенного порога. Слишком много затрат, слишком быстрое падение дебитов, слишком низкий EROEI (отношение полученной энергии к вложенной).

Источник