Валерий Карпов

Сланцевая революция: итоги и перспективы, методика поиска и особенности разработки

Recommended Posts

Владимир Иванович! А нельзя ли поподробнее насчет имеющихся у нас "сухих" технологиях ГРП - кто, где, когда

Кто?-Ваш покорный слуга...

Где? ОАО Хадыженский Машиностроительный завод.

Когда? Первые образцы изготовливались до перестройки. К вывозу за пределы были запрещены.

Разрешение на изготовление тиражирование получено в начале века. Команда дружно ушла на пенсию,(директора не исключение) технологии (разрознены) одна фирма делала только одно комплектующее. Полный обьем док.только у разработчика. Технологии на грани умирания. Не увидев жизни. Завод без заявок не работает на склад. Замкнутый круг. Я согласился озвучить полный (ну почти полный) перечень возможностей технологии:- Сухой гидроразрыв пласта, на саммите в Лондоне. Время идет против нас. Кто пригласил к тому и иду.

С уважением.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Кто?-Ваш покорный слуга...

Где? ОАО Хадыженский Машиностроительный завод.

Когда? Первые образцы изготовливались до перестройки. К вывозу за пределы были запрещены.

Разрешение на изготовление тиражирование получено в начале века. Команда дружно ушла на пенсию,(директора не исключение) технологии (разрознены) одна фирма делала только одно комплектующее. Полный обьем док.только у разработчика. Технологии на грани умирания. Не увидев жизни. Завод без заявок не работает на склад. Замкнутый круг. Я согласился озвучить полный (ну почти полный) перечень возможностей технологии:- Сухой гидроразрыв пласта, на саммите в Лондоне. Время идет против нас. Кто пригласил к тому и иду.

С уважением.

В.И.! Спасибо. Извините за невнимательность - по-видимому старею и кое-что вылетает из головы, тем более, что многими проблемами интересуюсь просто из любопытства и стремления не отстать от нового. Если есть у Вас какая-то рекламка по методу - сбросьте, постараюсь заинтересовать наших нефтяников. Если по цене и эффективности лучше, то могут заинтересоваться.

Share this post


Link to post
Share on other sites

В.И.! Спасибо. Извините за невнимательность - по-видимому старею и кое-что вылетает из головы, тем более, что многими проблемами интересуюсь просто из любопытства и стремления не отстать от нового. Если есть у Вас какая-то рекламка по методу - сбросьте, постараюсь заинтересовать наших нефтяников. Если по цене и эффективности лучше, то могут заинтересоваться.

Заинтересоваться...Реально заинтересоваться в нашей стране могут три компании. (Без фамилий). Одна самая большая,вторая, что поменьше, и третья...законсперированная...недавно там был Николай Михайлович (по его отчетам.) Смена технологий, это смена финансирования на интенсификацию. На месторождениях вторые люди,не первые. Вторые люди получают миллиард на технологии. Как правило на будущий год. Если предложить сухую технологию прямых затрат будет в пять раз меньше. От миллиарда останется пшик! Кому такое понравиться?! Следовательно неча соваться. Что получает компания взамен? Первое. Увеличение проницаемости пластов всех известных месторождений больше чем в разы. Увеличатся притоки...это не всегда хорошо... По сланцевым глинам,лучше технологий интенсификации вывода флюида нет. И не будет. В технологии Сухой ГРП 100% чистота экологии воздействия на коллектор,пласт, породу,.Да! Мы используем пластовую воду в колонне, но только как инструмент передачи команды на пласт. В пласт не попадает и см.куб.воды. Не м.куб. А именно см.куб.пластовой воды. Порядок в коллекторе наводит содержимое коллектора...если оно, там есть. А это другой вопрос. Существующие методики сканирования ПЗП пасуют в метре от перфорации. Нужны другие методики. Лучшая у Николая Михайловича. Константин Любнардович в одном из его известных постов, упрекал его (Н.М.)за нежелание подарить науке свои биологические ощущения и положить так сказать феномен на прибор, дабы все пользовались... хочу сказать, что наука, (Ленинградский филиал) давно может готовить людей в этой, и не только, области ощущений, при наличии в человеке биологической предрасположенности. У науки нет заказов от нефтянки. Нефтянка зомбирована на уничтожение месторождений. А вы Борис Александрович по доброте своей говорите о якобы заинтересованности... Она заинтересованность - весьма условна. Смещение настроений, в другую сторону может, как ни странно...крикливая пресса. Но это не мой конь.

С уважением.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Заинтересоваться...Реально заинтересоваться в нашей стране могут три компании. (Без фамилий). Одна самая большая,вторая, что поменьше, и третья...законсперированная...недавно там был Николай Михайлович (по его отчетам.) Смена технологий, это смена финансирования на интенсификацию. На месторождениях вторые люди,не первые. Вторые люди получают миллиард на технологии. Как правило на будущий год. Если предложить сухую технологию прямых затрат будет в пять раз меньше. От миллиарда останется пшик! Кому такое понравиться?! Следовательно неча соваться. Что получает компания взамен? Первое. Увеличение проницаемости пластов всех известных месторождений больше чем в разы. Увеличатся притоки...это не всегда хорошо... По сланцевым глинам,лучше технологий интенсификации вывода флюида нет. И не будет. В технологии Сухой ГРП 100% чистота экологии воздействия на коллектор,пласт, породу,.Да! Мы используем пластовую воду в колонне, но только как инструмент передачи команды на пласт. В пласт не попадает и см.куб.воды. Не м.куб. А именно см.куб.пластовой воды. Порядок в коллекторе наводит содержимое коллектора...если оно, там есть. А это другой вопрос. Существующие методики сканирования ПЗП пасуют в метре от перфорации. Нужны другие методики. Лучшая у Николая Михайловича. Константин Любнардович в одном из его известных постов, упрекал его (Н.М.)за нежелание подарить науке свои биологические ощущения и положить так сказать феномен на прибор, дабы все пользовались... хочу сказать, что наука, (Ленинградский филиал) давно может готовить людей в этой, и не только, области ощущений, при наличии в человеке биологической предрасположенности. У науки нет заказов от нефтянки. Нефтянка зомбирована на уничтожение месторождений. А вы Борис Александрович по доброте своей говорите о якобы заинтересованности... Она заинтересованность - весьма условна. Смещение настроений, в другую сторону может, как ни странно...крикливая пресса. Но это не мой конь.

С уважением.

 

Знаю, как минимум, одну компанию (среди первых), где технология использования средств на инновации совершенно иная: с ориентиром на максимальный эффект при минимуме затрат. На самом деле, таких компаний гораздо больше, и их можно заинтересовать путем:

а)  информирования на семинарах НП НАЭН;

б)  опубликования соответствующей информации в ж-ле "НЕДРОПОЛЬЗОВАНИЕ-ХХ1 ВЕК";

в) прямого обращения НП НАЭН (с Вашим участием) к руководству компаний по этой проблеме.

Выбирайте, Владимир Иванович, предлагайте свой вариант.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Экономика добычи сланцевого газа в США на редкость непрозрачна, затейлива и своеобразна. Достаточно высокая стоимость добычи сухого газа из сланцевых пород на уровне $150–180 за тыс. м3 на фоне низких рыночных цен в условиях затоваривания рынка компенсируется комплексной добычей углеводородов, низкой стоимостью транспортировки, возможностями глубокого финансового рынка, высокой конкуренцией в отрасли, что заставляет компании любыми путями минимизировать свои издержки. Если к перечисленному добавить благоприятную геологию, высокоразвитую инфраструктуру, огромное число сервисных компаний, обладающих всем необходимым оборудованием и квалификацией специалистов, частную собственность на землю и низкую плотность населения, становится очевидно, что ситуация с добычей сланцевого газа в США решительно уникальна.

Вероятность повторения американского успеха в других регионах мира крайне невелика, если вообще возможна, о чем заявила, выступая в июне 2013 года в Петербурге, глава МЭА Мария ван дер Хувен. Слишком уж удачно для американцев легла карта.

Весь мир, замерев, следит за гигантским экспериментом, в ходе которого человечество отвоевывает у природы еще один, недоступный прежде, ресурс — в полном согласии с теорией ресурсных ограничений. В этом эксперименте густо замешаны геология, экология, технологии, экономика, политика, спекуляции и новаторство. Ну что ж, лет через десять точно станет понятно, стоит ли игра свеч и кто в ней победитель. А пока — show must go on!

С.Мельникова, С.Сорокин (НГВ,№17/13)

Share this post


Link to post
Share on other sites

В.П. Дробаденко

д-р техн. наук

РГГРУ

профессор

А.Г. Милютин

д-р геол.-мин. наук

МГОУ

профессор

И.С. Калинин

канд. техн. наук

РГГРУ

Р.А. Ганджумян

канд. техн. наук

РГГРУ

О.А. Луконина

канд. техн. наук

РГГРУ

А.Л. Вильмис

канд. техн. наук

РГГРУ

Особенности освоения месторождений сланцевого газа

В настоящее время проблема добычи сланцевого (нетрадиционного) газа широко обсуждается в средствах массовой информации, научной печати, а также в политических кругах. Многие страны, в наибольшей степени зависящие от импорта природного (традиционного) газа, рассматривают освоение альтернативных месторождений как реальную возможность снизить объем поставок и в перспективе получить энергонезависимость за счет собственных ресурсов.

Залежи сланцевого газа встречаются на всех континентах. Однако единая оценка мировых запасов сильно варьируется в зависимости от источников информации, что в основном связано с начальными стадиями геологоразведочных работ на сланцевый газ. Согласно данным Института экономики и организации промышленного производства СО РАН (2011) и US Energy Information Administration (2011), потенциально возможные ресурсы сланцевого газа планеты оцениваются примерно в 200 трлн м3 [8].

По информации международного энергетического агентства (World Energy Outlook, 2009) мировые ресурсы сланцевого газа оцениваются в 456 трлн м3, что почти в 2,5 раза превышает запасы традиционных газовых месторождений, которые на сегодняшний день составляют 185 трлн м3. География распространения ресурсов весьма неоднородна. На территории Северной Америки сосредоточено около четверти ресурсов – 24%, в странах Северо-Восточной Азии – 22%, Ближнего востока и Северной Африки – 16%, Азиатско-Тихоокеанского региона – 14%, Латинской Америки – 13%, в странах бывшего СССР – 4% и в Западной Европе – 3%. На страны бывшего СССР приходится 18 трлн м3 сланцевого газа [5].

В 2011 г. Американский институт ARJ дал свою оценку ресурсов сланцевого газа в Европе, разделив их на геологические и извлекаемые. Эти расчеты легли в основу доклада Управления Энергетической информацией Министерства энергетики США (табл. 1) [2].

Таблица 1. Распределение ресурсов сланцевого газа по странам Европы, млрд м3

Страны Европы Доказанные запасы традиционного газа Геологические ресурсы сланцевого газа Извлекаемые ресурсы сланцевого газа

Польша 164,3 22 440 5 300

Франция 5,7 20 400 5 100

Норвегия 2039,7 9 430 2 350

Украина 1104,8 5 580 1 190

Швеция 0 4 650 1 160

Дания 59,5 2 610 650

Великобритания 255,0 2 750 570

Нидерланды 138,8 1 870 480

Германия 175,6 930 230

Литва 0 480 110

Итого: 3943,4 71 140 17 140

Сегодня ведущая роль в добыче сланцевого газа принадлежит США, где разрабатываются 7 газосланцевых полей, а в Канаде – 2. В США за последнее десятилетие объем добычи вырос в 8 раз: с 8,3 млрд м3 в 1998 г. до 67,2 млрд м3 в 2009 г. (11,3% от общей добычи газа), а в Канаде добыча сланцевого газа составила 5 млрд м3 (2,6% от национальной добычи газа)[4, 6]. В 2009 г. США стали лидером по объему газодобычи, в том числе благодаря сланцевому газу, рост добычи которого прогнозируется до 168 млрд м3 в 2015 г. и 230 млрд м3 в 2030 г. [8].

Геологические условия

Под «сланцевым газом» в США понимают запасы метана, сосредоточенные в аргиллитах, алевритах и собственно в сланцах. Это осадочные породы, содержащие в различных соотношениях глинистые, карбонатные и кремнистые частицы.

Пласты часто не имеют привычных для нефтяников покрышек, а иногда сами являются покрышками, поскольку обладают малой проницаемостью для расположенных ниже нефтяных и газовых залежей. Газовые сланцы одновременно являются материнскими породами и коллекторами. В естественных условиях массообмен в этих пластах ограничивается диффузией, тем не менее, более плотные пласты обладают некоторой трещинноватостью, а также в них имеются пустоты, образовавшиеся в результате послойного отложения и последующего разложения органического вещества, которое и продуцирует сланцевый газ [7].

Контуры месторождения сланцевого газа ограничиваются следующими параметрами:

• содержание глин в газоносных сланцах не должно превышать 50%, иначе сланец будет подвержен пластическим деформациям, а значит, не сможет образовывать трещин;

• количество органического вещества должно превышать 1% для генерирования промышленных газовых скоплений;

• пористость должна составлять не менее 3% для того, чтобы сланец содержал достаточный для разработки объем газа.

Например, в США наиболее изученным является газосланцевое поле Барнетт, в котором содержание глинистых минералов в сланцах составляет 20–30%, органического вещества – 1–6%, а пористость изменяется от 0,5 до 6,0%. В настоящее время в США оконтурено 37 газосланцевых полей, суммарной площадью 1 млн км2. Эти поля выделяются главным образом в пределах осадочных бассейнов как платформенного, так и внутрискладчатого типов. По геологическому возрасту большая часть полей содержит газоносные сланцы девона, карбона, поздней юры и позднего мела [4].

Глубина залегания наиболее перспективных сланцевых комплексов в бассейнах США варьируется в диапазоне 1500–4600 м [3]. Так, на одном из наиболее крупных газосланцевых полей Марцеллус, площадью 246 тыс. км2, разрабатываемые пласты залегают на глубине 1220–2559 м, а их эффективная мощность изменяется от 15 до 60 м. Глубина залегания наиболее малого поля Хейнесвил площадью 23,3 тыс. км2 достигает 3200–4100 м, а эффективная мощность продуктивной толщи меняется от 15–30 до 30–183 м [4].

Месторождения сланцевого газа занимают большие площади, но отличаются высокой рассеянностью и крайне низкой проницаемостью, которая фактически в тысячи раз меньше, чем у традиционных газовых залежей. Кроме того, сланцевый газ часто сверху не только не ограничивается покрышками, но также и не подстилается водой [8].

На территории России целенаправленные геологоразведочные работы на сланцевый газ не проводились. Была выполнена количественная оценка прогнозных ресурсов сланцевого газа в широком возрастном диапазоне от рифея до неогена включительно в отложениях регионов Русской Плиты и Предкавказья, Западной и Восточной Сибири, Сахалина и Камчатки, которые в целом составляют 9,5 трлн м3 [5]. В то же время по различным оценкам ресурсы сланцевого газа в России варьируются от 20 до 100 трлн м3 [8].

Производственные особенности

Технология добычи сланцевого газа обеспечивается бурением горизонтальных скважин и проведением многоступенчатого гидравлического разрыва пласта (ГРП). Обычно бурят 6–8 горизонтальных скважин на квадратную милю (2,3–3,1 скв./км2). Протяженность горизонтального участка ствола по продуктивному пласту изменяется от 600–1800 до 1800–2100 м – в газосланцевом поле Вудфорд в США.

Для гидроразрыва сланцевого пласта используется вода, содержащая песок или проппант в качестве расклинивающего материала, и до 2% химических реагентов для улучшения свойств смеси. Для проведения одного ГРП требуется около 4000 т воды и 200 т песка [6].

Начальные дебиты скважин составляют 40–230 тыс. м3/сут., иногда достигая 500–560 тыс. м3/сут., и характеризуются резким снижением в 3–4 раза и более уже в течение первого года работы скважин с более медленным падением в последующие годы. Поэтому в среднем в течение года на каждой скважине проводятся три операции гидроразрыва пласта. Жизненный цикл скважины ограничен 8–12 годами, а совокупная добыча газа колеблется от 28–85 до 100–140 млн м3 на скважину [3]. Для сравнения, средняя продолжительность работы скважины на месторождениях традиционного газа составляет 25–30 лет и более.

Быстрое «истощение» сланцевой скважины требует бурения большого количества скважин со значительной протяженностью горизонтального ствола, разбуривания площади месторождения по плотной сетке, а также частого проведения многоступенчатых ГРП. В связи с этим требуется большой объем воды для закачивания в пласт, что может являться большой проблемой в странах с дефицитом водных ресурсов.

В целом технология добычи сланцевого газа трудоемкая, а коэффициент извлечения газа составляет около20%, в то время как при добыче природного газа он равен 60–80% и более.

Следует также подчеркнуть, что для освоения месторождения сланцевого газа требуется использование большого количества буровых установок, специального оборудования и инструмента, а также выполнения сложных технологий проходки наклонно направленных скважин с горизонтальными участками ствола. В связи с этим встает вопрос обеспечения газодобывающих компаний квалифицированными кадрами для выполнения необходимых видов работ.

Экономическая эффективность

В США интенсивный рост добычи сланцевого газа в начале 2000-х гг. является следствием дефицита более выгодных запасов, предпринимательской активности, целенаправленных действий властей и высоких цен на традиционный газ. Значительные инвестиции в его добычу сделаны в условиях, когда коммерческие цены на газ находились на исторических максимумах, превышая в среднегодовом исчислении 400 $/тыс. м3 [8].

Активному развитию добычи сланцевого газа способствовал ряд следующих благоприятных факторов:

– возможность дешевой аренды больших земельных территорий;

– накопление значительного опыта местными компаниями в области бурения горизонтальных скважин и проведения гидроразрывов пласта;

– хорошее развитие местной транспортной инфраструктуры для доставки оборудования и материалов к местам строительства скважин;

– наличие разветвленной системы магистральных газопроводов и распределительных систем, что обеспечивает простоту доставки добытого газа до потребителя;

– удобное географическое расположение крупных месторождений сланцевого газа – в местах добычи традиционного газа или на незначительном удалении от районов, где сосредоточены основные потребители;

– наличие значительных водных ресурсов, которые используются в процессе бурения и гидроразрыва пласта, а также возможность их утилизации;

– государственная и региональная поддержка добычи сланцевого газа;

– хорошая геологическая изученность страны в целом;

– менее жесткие экологические ограничения по сравнению с Европой [9].

Расходы на бурение скважин зависят от глубины залегания продуктивного пласта, характеристики месторождения, протяженности горизонтального ствола скважины, затрат на гидроразрыв и изменяются от $3 млн до $10 млн. Например, затраты на строительство и освоение одной скважины глубиной от 450 до 2000 м на месторождении Барнетт составляют $3–5 млн, на месторождении Вудфорд стоимость составляет $7–8 млн для скважин глубиной 1835–3350 м при протяженности горизонтального участка 1800–2100 м, на месторождении Хейнесвил – $10 млн для скважин глубиной 3200–4100 м. Структура затрат следующая: буровая установка 20–25%, насосы высокого давления для гидроразрыва пласта и интенсификации притока 30–40%, трубная продукция 10–15% [4, 6].

Себестоимость добычи сланцевого газа зависит от горно-геологических условий конкретного газосланцевого поля и оценивается разными экспертами от 80–150 до 320–350 $/тыс. м3 в то же время себестоимость традиционного природного газа в зависимости от региона изменяется от 3 до 50 $/тыс. м3. Например, на месторождениях Ямало-Ненецкого округа она составляет около 20 $/тыс. м3 [5, 7].

В целом при операционных затратах на добычу сланцевого газа 80–150 $/тыс. м3 и амортизации 100–200 $/тыс. м3 полномасштабная реализация проектов освоения месторождений сланцевого газа может быть обеспечена только при уровне цен реализации потребителю не менее 350–500 $/тыс. м3 [8].

Россия обладает одними из самых значительных в мире объемами разведанных запасов традиционного газа (около 47 трлн м3 или 24% мировых доказанных запасов), а суммарные ресурсы, включая шельфовые акватории, оцениваются примерно в 230 трлн м3, и также занимают первое место в мировом газовом балансе. Наша страна занимает первое место в мире и по объемам экспорта газа – около 160 млрд м3. Приведенные цифры характеризуют традиционную ресурсную базу газодобычи [3]. Из этого следует, что при достаточно высокой себестоимости сланцевого газа и имеющихся значительных ресурсах природного газа, добыча сланцевого газа в нашей стране не рентабельна. Возможно использование сланцевого газа лишь для местного потребления на ограниченных труднодоступных территориях, удаленных от газотранспортных систем, где его разведка и добыча будут более выгодными, чем строительство новых газопроводов [5, 4 и Аргументы и факты. 2013. № 19].

Экологические проблемы

Техногенное воздействие на природную среду происходит на всех этапах освоения традиционных месторождений нефти и газа – от бурения скважин до введения их в эксплуатацию, а также на протяжении всего периода разработки месторождения. При отсутствии надлежащего контроля буровые работы могут вызывать серьезные нарушения экологического равновесия, приводить к загрязнению природной среды сточными водами, буровыми растворами, химическими реагентами, флюидами в недрах, а также изменять режим подземных источников водоснабжения. Кроме того, причиной вредного воздействия на окружающую среду также являются неправильная прокладка дорог и размещение буровых площадок, нерациональное использование земельных участков, несоблюдение существующих норм и правил, применяемых до, в процессе и после проведения буровых работ, законодательных актов и положений [12].

Преимуществом сланцевого газа является близкое расположение месторождения к центрам потребления, но этот же фактор будет накладывать дополнительные экологические ограничения. В нефтегазовой отрасли нет примеров столь мощного воздействия на недра, как при добыче сланцевого газа, т.к. она связана со значительным нарушением целостности недр, большой площадью и высокой плотностью проведения буровых работ. Основными угрозами для реализации сланцевых проектов в плотно населенных регионах являются:

– изъятие значительных площадей из традиционного использования;

– попадание химических реагентов и газа в водоносные горизонты и системы водоснабжения;

– прямые или опосредованные повреждения поверхности и объектов инфраструктуры, как за счет вскрытия поверхности, так и в результате техногенных землетрясений и подвижек.

На участках неглубокого залегания сланцев добыча газа более выгодна, но при этом возрастает опасность загрязнения водоносных горизонтов жидкостью ГРП, а также увеличивается риск поступления в них метанового газа. Такие факты в США уже отмечены [5, 7].

В американском фильме «Газовая страна», вышедшем на экраны в 2010 г., демонстрируются кадры, на которых запечатлена текущая из водопроводного крана вода с таким содержанием метана, что ее можно поджечь. Хотя этот фильм подвергли критике специалисты нефтегазовой отрасли за допущенные неточности, тем не менее, эта картина является отзвуком сильного общественного резонанса в отношении возможной экологической угрозы [11].

Формирование общественного мнения относительно операций по разработке сланцевого газа может повлиять на создание нормативно-правовой базы. В США был проведен опрос населения в одном из крупнейших регионов газоносных сланцев Барнетт с целью получения информации о проблемах, связанных с проведением добычных работ вблизи от густонаселенных районов. В целом респонденты расценивали воздействие на окружающую среду, как одну из основных проблем, включающую управление транспортными потоками, уменьшение шума, эстетику, необычно высокую концентрацию в воздухе химических веществ в районе расположения буровых площадок и вблизи скважин, утилизацию воды, содержащей потенциально вредные химические вещества, выражали озабоченность по поводу загрязнения грунтовых вод, а также возможности более высокой сейсмоактивности, связанной с добычей или закачкой в пласт воды для гидроразрыва. Проблемы здравоохранения и охраны окружающей среды расценивались в качестве основных [11].

В Великобритании были также отмечены проявления сейсмической активности при бурении скважин на сланцевый газ. В 2011 г. компания Guadrilla Resources проводила разрыв пласта на месторождении Presse Hall, расположенном недалеко от города Блэкпул, где были зарегистрированы два подземных толчка (2,3 балла). Работы были приостановлены, компания провела исследования по определению влияния гидроразрыва пласта на сейсмическую активность, и были сделаны следующие выводы:

– землетрясения действительно напрямую спровоцированы введением жидкости в сланцевый пласт:

– максимально возможная сила землетрясения составляет 3 балла по шкале Рихтера, что не представляет существенной угрозы окружающей среде:

– есть очень небольшая вероятность возникновения землетрясений в случае проведения разработки других месторождений.

Как результат, департамент энергетики Великобритании не вводит запреты на проведение гидроразрывов пласта [11].

В Европе законодательство более жесткое, поскольку недрами владеет государство, а не землевладелец, как в США. В 2010 г. Франция стала первой страной, где законодательно введены запрет на гидроразрыв пласта и добычу сланцевого газа. В некоторых странах Европы временно запретили технологии ГРП до получения большей ясности о его влиянии на окружающую среду.

Важно отметить, что многолетними наблюдениями установлено возрастание сейсмической активности, вызванное освоением традиционных нефтегазовых месторождений. Наиболее характерным примером является усиление сейсмичности при проведении гидроразрыва пласта с целью повышения нефтеотдачи. Вскрытие продуктивного пласта и добыча углеводородов вызывают существенное изменение первоначальных параметров залежи, поэтому в районах разработки месторождений часто наблюдаются опускание земной поверхности, достигающие нескольких метров.

В Западной Сибири интенсивная разработка газовых и нефтяных месторождений привела к возникновению ощутимых землетрясений в городах Сургуте, Тюмени и Нижневартовске. В Татарстане в районе Ромашкинского нефтяного месторождения, которое относится к сейсмически спокойным областям, с 1986 по 1992 гг. было зарегистрировано 391 местное землетрясение с магнитудой 0,1–4 и глубинами гипоцентров 3–8 км. Даже относительно слабые землетрясения с очагами, расположенными близко к поверхности, могут быть опасными для промышленных и жилых сооружений. К настоящему времени землетрясения задокументированы на месторождениях традиционных углеводородов в США, Канаде, Франции, России и других странах [1].

В заключение следует констатировать, что для освоения месторождений сланцевого газа необходим комплексный подход, учитывающий ряд факторов:

– конкретные геологические условия;

– технико-технологическое и кадровое обеспечение;

– плотность заселения территории, ее инфраструктуру и географическое положение, наличие водных ресурсов;

– степень энергозависимости от поставок природного газа;

– налогообложение при разработке месторождения;

– природоохранное законодательство и общественное мнение в оценке экологических рисков.

Литература

1. Адушкин В., Турунтаев С. Месть недр // Нефть России. 2006. № 6. С. 90–93.

2. Гафаров Н.А, Глаголев А.И. Нетрадиционные газовые ресурсы Западной Европы: оценки потенциала и геологоразведка // Газовая промышленность. 2012. № 676. С. 23–31.

3. Григорьев Г.А., Афанасьева Т.А. Перспективы промышленного освоения нетрадиционных ресурсов газа в России // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7. № 2. С.1–21.

4. Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. Сланцевый газ – новый вектор мирового рынка углеводородного сырья // Газовая промышленность. 2010. № 8. С. 44–47.

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

6. Йост Ч. Сланцевая революция, или быть или не быть сжиженному газу на рынке США // Oil&Gas Journal Russia. 2010. № 7–8. С. 22–27.

7. Коржубаев А., Хуршудов А. Эхо сланцевой революции // Нефть России. 2010. № 9. С. 66–69.

8. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В., Филимонова И.В. Ресурсы и реальный прогноз добычи сланцевого газа в мире // Экологический вестник России. 2012. № 1. С. 16–26.

9. Полоус К.Ю. Оценка влияния добычи сланцевого газа на перспективы развития газовой промышленности России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2010. № 8. С. 25–28.

10. Fanchi J.R..,Fanchi C.J. Сланцевый газ: мнение населения об операциях в городских региона // Нефтегазовые технологии. 2012. № 5. С. 16–21.

11. Шелдон Д, Минаева Т. Сланцевый газ Великобритании. Опасная ли его добыча? // Oil&Gas Journal Russia. 2012. № 10. С. 34–38.

12. Милютин А.Г., Андросова Н.К., Калинин И.С., Порцевский А.К. Экология. Основы экологии: учебник для бакалавров / Под ред. А.Г. Милютина. М. 2013. 542 с.

Источник: "Недропользование - ХХ1 век", №4/13.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Г.Я. Шилов

Основные особенности плея залежей нефти в Баженовской свите Западной Сибири. (Полная версия)

Баженовская свита верхней юры на площадях Западной Сибири, как одна из углеводородных систем, привлекает внимание исследователей уже много лет [1,2,3 и многие другие]. Несмотря на то, что в баженовской свите установлены промышленные залежи нефти (более 90), однако эти открытия происходили скорее попутно при поисках залежей нефти в других нефтегазоносных комплексах. Таким образом, до сих пор плея для проведения ГРР, целенаправленных на выявление залежей в Баженовской свите практически не существует.

Для обоснования такого плея необходимо определить ряд характеристик Баженовской свиты, от которого зависит это направление ГРР.

Наиболее характерным свойством Баженовской свиты (J3, волжский горизонт) является ее литологический состав. В ней доминируют тонкоплитчатые высокобитуминозные сицилиты, в различной степени кремнистые и известковистые аргиллиты, а также радиоляриты кремнистые и кремнисто-известковистые породы с содержанием биогенного кремнеза до 80%. По данным [4], кремнистая баженовская формация «черных глин» является материнской породой для 85% запасов залежей нефти Западно-Сибирского бассейна. Открытая пористость по керну для глинисто-кремнистых пород Баженовской свиты колеблется в пределах 3-8% [3]. В то же время надо отметить несомненное влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных интервалов Баженовской свиты терригенной компоненты, в частности наличие во многих разрезах алевролитовых прослоев.

Модель коллектора Баженовской свиты.

Относительно модели коллектора Баженовской свиты существуют разные подходы. Одни [3] считают, что нефть и газоконденсат содержится в Баженовской свите (Ю0) в трещиноватых тонкослоистых аргиллитах. Другие [4] – что коллектором Баженовской свиты является уникальная тонкозернистая порода (по всей вероятности алевролит). На Красноленинском своде [5] в Баженовской свите выделяют три типа коллекторов: карбонаты, песчаники и аргиллиты (бажениты), последние из которых характеризуются тонко- и микротрещиноватостью. Здесь нефтенасыщенные образцы аргиллитов, не содержащих трещины, при вертикальном сдавливании выделяли нефть из межплитчатого и особенно из тонкослоистого листоватого пространства.

В работе [2] природа коллекторов в битуминозных аргиллитах баженовской свиты объясняется следующим образом. Под действием уплотнения пород и температуры катагенетические преобразования ОВ приводят к появлению протонефти, которая скапливается в микротрещиноватых участках. Затем, под влиянием тектонических процессов вследствие упругих деформаций развивается система трещин, объединяющая многочисленные участки первоначальной емкости в гидродинамически связанную проницаемую среду промышленного коллектора.

Анализ существующих представлений о продуктивном коллекторе Баженовской свиты приводит нас к выводу, что локальные нефтепроизводящие площади материнских пород рассматриваемой свиты и места аккумуляции нефти большей частью существуют в одном и том же месте или на очень коротком расстоянии от мест образования нефти, т.е. первичная миграция происходит здесь на небольших дистанциях.

В то же время, несомненно, влияние региональных крупных тектонических нарушений на распределение ловушек в Баженовской свите, которые часто располагаются вдоль этих региональных нарушений, связывающих участки микротрещиноватости. С другой стороны установлено, что промышленные притоки углеводородных флюидов получены только на тех участках, где отсутствуют песчаные породы – коллекторы выше и ниже битуминозных аргиллитов [3], т. е. где весьма затруднена первичная миграция углеводородов за пределы Баженовской свиты.

Таким образом, по нашему мнению, в качестве модели продуктивного коллектора баженовской свиты можно взять пачку переслаивания тонкослоистых высокобитуминозных аргиллитов и прослоев алевролитов. Все алевролитовые прослои гидродинамически связаны между собой благодаря микротрещиноватости, что создает проницаемые аргиллито-алевролитовые пачки (рис.1). Также допускается проницаемость алевролитовых прослоев даже в отсутствие микротрещин.

Подтверждением предлагаемой модели коллектора служат отложения баженовской свиты в скважине № 42 Харасавэйского месторождения, где из пачки чередования глинистых пород и мелкозернистых алевролитов был получен приток газоконденсата дебитом 80тыс.м3/сут.

372e4bbb7981.jpg

Рис.1. Модель порово-трещинного коллектора Баженовской свиты.

Условия образования. Цикличность.

По мнению многих исследователей отложения Баженовской свиты являются глубоководными морскими образованиями. На наш взгляд бажениты образовались на нижней части континентального склона, где небольшие колебания уровня моря приводили к формированию слоистых толщ чередования глубоководных глин и тонкозернистых алевролитов. Впоследствии глины под действием температуры и давления были преобразованы в аргиллиты. В качестве примера, в таблице 1 приведена обстановка осадконакопления верхнеюрских отложений по Вынгаяхинскому месторождению.

6c7b668d31e5.jpg

Таким образом, по результатам наших исследований Баженовская свита является кровельной частью верхнеюрского регионального проциклита и выделять ее в качестве самостоятельного регионального циклита значит допускать ошибку. В этом случае в Баженовской свите мы бы должны видеть отложения таких фаз регионального циклита как регрессии, дифференциации. Однако, литологический тип отложений баженовской свиты указывает на ее глубоководный морской генезис, характерный для фаз трансгрессии региоциклита, т.е. когда баженовскую свиту мы считаем кровельной частью верхнеюрского регионального проциклита.

На практике характер цикличности разреза лучше устанавливать с помощью графиков тектонического прогибания структур по изученным разрезам пробуренных скважин (по каротажу) или по данным сейсморазведки. На рис. 2 приведен пример выделения региональных циклитов с помощью графиков тектонического прогибания для структур Ямальского региона. Анализ таких графиков тектонического прогибания помогает, как правило, обосновать региональную схему цикличности осадконакопления (рис. 3).

7a0dc86754c9.jpg

Рис.2. Графики тектонического прогибания структур полуострова Ямал в юрское время

f0722e37764b.jpg

Рис. 3. Сопоставление схем цикличности юрских отложений: общей – по Западной Сибири и региональной -

для структур Ямальского полуострова (северная часть) и Карского моря.

Геофлюидальные давления Баженовской свиты.

Определение поровых давлений по данным ГИС в отложениях Баженовской свиты по многим площадям Западной Сибири показало, что во многих случаях в глинистых породах здесь существуют аномально высокие поровые давление (АВПоД) (см. например, рис.4[6]). Генезис АВПоД в Баженовской свите, как правило, бывает связан с большой скоростью опускания осадочного бассейна, когда уплотнение пород происходило при затрудненном оттоке порового флюида.

Так как Баженовская продуктивная толща фактически является закрытой гидрогеологической системой, то здесь наблюдается равенство поровых и пластовых давлений, замеренных манометрами при испытании скважин, т.е. в коллекторской части Баженовской свиты развиваются аномально высокие пластовые давления ( АВПД).

Выделение продуктивных интервалов в Баженовской свите по данным ГИС.

Литологические и петрофизические исследования керна Баженовской свиты многих месторождений показали, что здесь имеются аргиллито-алевролитовые порово-трещинные и трещинные коллекторы (см. рис.1), которые характеризуются прежде всего сильной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади распространения рассматриваемой свиты.

Так, например, на Вынгаяхинской площади существование нефтяной залежи в баженовской свите (скважины №№ 35,37,38,352) на наш взгляд также связано с развитием трещиноватости в аргиллитах.

Все это вызывает большие трудности при интерпретации материалов ГИС.

Таким образом, задача выявления продуктивных интервалов в баженовской свите сводится к определению в ней трещиноватых зон, для выделения которых используют методы ГИС [7].

Как известно, для оценки вторичной пористости пластов, обладающих блоковой пористостью более 5%, используют следующее выражение:

Кп.втор. = ( Кп.нк –Кп.Р)/(1-Кп.Р) (1)

где,

Кп.втор. – вторичная пористость пластов, в общем случае равная сумме

кавернозной (Кп.кав.) и трещинной (Кп.тр) пористости.

Так как в аргиллитах баженовской свиты кавернозная пористость, как правило, отсутствует, то можно принять, что

Кп.втор. = Кп.тр. (2)

Кп.нк – общая пористость пород по данным НКт,

Кп.Р – блоковая пористость по данным электрического каротажа с учетом

поправки за остаточное нефтенасыщение.

ae0b1a2601d9.jpg

Рис. 4. Барическая модель распространения пластовых и поровых

давлений и зон АВПоД в скважинах Харасавэйского

месторождения. Градиенты давлений: 1 – максимального порового давления

в глинистых покрышках (зонах АВПоД); 2 – порового давления

в глинистых покрышках вблизи интервалов нормального

уплотнения; 3 - порового давления глин в интервалах нормального

уплотнения; 4 – пластового давления в коллекторах.

Для оценки Кп.Р сначала определяют Кп (пористость по электрическому каротажу), исходя из известного соотношения:

Рп = Кп -m (3)

где,

Рп – параметр пористости, определяемый из формулы

Рп = ρп/ ρв (4)

здесь,

ρв – удельное сопротивление пластовой воды в баженовских

коллекторах (например, на Вынгаяхинской площади ρв= 0.07омм),

m – структурный коэффициент пористости. Если петрофизические

определения этого коэффициента для баженовской свиты

отсутствуют, то рекомендуется принимать m=2.

Значение Кп.Р определяют по следующей формуле:

Кп. Р = 1.3 Кп (5)

После оценки трещинной пористости для пластов переходят к выделению трещинных коллекторов, исходя из соотношения, что при

Кп.тр > Кп.тр* (6)

где,

Кп.тр* - критическая величина трещинной пористости для

трещиноватых коллекторов)

мы имеем продуктивный коллектор в баженовской свите.

Критическое значение Кп.тр* определяется путем сравнения гистограмм распределения Кп.тр для объектов давших приток флюида при испытании и «сухих» объектов в баженовской свите.

Мы рассматриваем также случай, когда в аргиллитово- алевролитовой (глинистой) пачке Баженовской свиты продуктивными коллекторами могут быть прослои алевролитов без трещиноватости. Тогда алгоритм интерпретации данных ГИС глинистых алевролитов будет состоять в следующем.

По аналогии с чистыми водонасыщенными песчаниками, для которых

ρвп = а ρв / Кпm (7)

для сланцеватой алевролитовой глинистой породы, состоящей из алевролита и собственно глины, при установлении связи между удельным сопротивлением глинистого материала ρгл и сопротивлением сланцеватой алевролитовой глинистой породы ρгл.п можно записать

ρгл.п =ρ гл / (1- Iалевр)х (8)

где

Iалевр – алевролитовый индекс

Значение коэффициента «х» меняется в пределах 1.4 – 2.4, но обычно х=2.

Используя полученное уравнение (8), а также два следующих взаимоотношения:

Vгл.п. = Vалевр. + Vгл (9)

и

Iалевр. = Vалевр. / Vгл.п. (10)

Можно записать уравнение для сопротивления глинистого алевролитового коллектора:

1/ ρп = Кп2 Кв2 / а ρв (1- Vгл.п) + Vгл (1- Iалевр) Кв/ ρгл (11)

Здесь,

ρп – истинное сопротивление глинистого алевролитового коллектора,

Кп – открытая пористость глинистого алевролитового коллектора,

Кв – водонасыщенность глинистого алевролитового коллектора,

Vгл.п. – объемная глинистость сланцеватой алевролитовой глинистой

породы (слоистая глинистость),

Vгл – объемная глинистость глинистого алевролитового коллектора,

Решая уравнение (11) относительно Кв можно определить насыщение глинистого алевролитового коллектора.

Значение ρгл можно взять как сопротивление глинистых вмещающих пород.

Значение Vгл определяется по данным гамма-каротажа (ГК) стандартным способом.

Значение слоистой глинистости Vгл.п лучше определять по данным микрометодов электрического каротажа или по кривой ПС стандартным способом.

Для определения индекса алевролитистости (Iалевр) можно воспользоваться двумя способами;

1) если в наличии имеется плотностной и нейтронный каротажи, то строится кросс-плот Кп(ггк-п) = f [Кп(нкт)]. Далее на этом кроссплоте по линии “shale” определяют Iалевр, как отношение отрезков X/Q (см., например, рис.4.4 на стр.41. Schlumberger, Log Interpretation, Volume 2 -Application).

2) При наличии ГК и ПС строится кросс-плот αпс = f ( ηгл.РК), т.е. зависимость относительной приведенной аномалии ПС от относительной глинистости по РК (по Шилову Г.Я [7]), где по шкале алевролитистости можно определить содержание алевролитового материала в исследуемых пластах.

Открытая пористость пластов Кп определяется стандартным методом по данным НКт (тогда из общей пористости надо вычесть значение ωКгл или по данным αпс

Хорошие перспективы для выделения продуктивных коллекторов в баженовской свите имеют такие методы ГИС как ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) и гидродинамический каротаж (ГДК).

Баженовский плей.

Как известно, под плеем в практике ГРР понимают совокупность однотипных залежей (открытых и предполагаемых), поиски и разведка которых ведутся по одной методике и одинаковым комплексом технических средств, сосредоточенных в одном нефтегазоносном этаже (комплексе отложений) и в пределах одной тектонической зоны в едином нефтегазоносном бассейне. С другой стороны, плей - это однородное с нефтегеологической точки зрения трехмерное пространство, локализованное по площади и по стратиграфическому разрезу, содержащее открытые и прогнозируемые залежи УВ.

Таким образом, плей, кроме собственно геологических характеристик (формационный и литофациальный состав, характеристики тектонической или нефтегеологической зоны, тип залежей) должен характеризоваться также глубинами залегания, термобарическими условиями, ФЕС продуктивных коллекторов, величиной начальных суммарных запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата, степенью разведанности НСР и др.

На основе обобщения геолого-геофизических данных и опыта изучения Баженовской свиты нами обоснован плей для залежей нефти данного уникального объекта, который в общем состоит из следующих трех этапов (рис.5):

1. Определения местоположения перспективных участков

Баженовской свиты, которые будут обладать благоприятными

коллекторскими свойствами и возможной продуктивностью.

2. Изучение геологических характеристик перспективных участков Баженовской свиты, в том числе при исследовании геологических разрезов поисково-разведочных скважин.

3. Выявление залежей нефти в Баженовской свите и оценка их запасов (ресурсов).

Как видно из рис. 5, на первом этапе наибольшая роль отводится сейсморазведке, по результатам которой изучаются не только структурные особенности строения Баженовской свиты, но и выявляются региональные тектонические нарушения и зоны трещиноватости (например, с помощью технологии «Общей рассеивающей точки – СSP»). На этом этапе определенное внимание уделяется изучению вмещающих пород, как по данным сейсморазведки, так и по ГИС и керну. Итогом первого этапа баженовского плея должны быть установленные перспективные участки Баженовской свиты (неструктурные ловушки).

На втором этапе рассматриваемого плея все усилия направляются на изучении геологических, геохимических и термобарических характеристик интервалов баженовской свиты в разрезах поисково-разведочных скважин, пробуренных на территории ранее выделенных перспективных участков. Большая роль здесь принадлежит геохимическим исследованиям керна, когда устанавливаются основные черты нефтяной системы баженовских пород [4].

3db75579cf62.jpg

Рис.5. Характеристика плея Баженовской свиты.

На этом этапе детально изучается литофациальный состав, ФЕС и термобарические параметры отложений Баженовской свиты по ГИС и керну.

На третьем завершающем этапе плея по ГИС выделяют продуктивную часть разреза Баженовской свиты и определяют подсчетные параметры залежи УВ, а также устанавливают пространственные параметры залежи (положение ВНК). Здесь же проводят комплекс петрофизических исследований на керне для получения необходимых параметров и петрофизических связей для подсчетов запасов. Получают геологические и фильтрационные компьютерные модели залежи УВ в Баженовской свите. Вырабатывают рекомендации для технологической схемы разработки и проведения дальнейших ГРР.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Валерий Александрович!

Спасибо за информацию. Но статьи лучше не приводить полностью, а прикладывать в виде файлов - их так проще скачивать

Share this post


Link to post
Share on other sites

В предверие Конференции в ИПНГ, посвященной проблемам поисков скоплений УВ в нетрадиционных коллекторах.

Из статьи Валяева Б.М. Природа и особенности пространственного распространения нетрадиционных ресурсов углеводородов и их скоплений // Газовая промышленность, Нетрадиционные ресурсы нефти и газа - приложение к журналу. – 2012. – С. 9-16.

В статье рассмотрены специфические факторы обстановок формирования и распространения основных типов неконвенциональных ресурсов. Выявилось гораздо большее разнообразие условий и механизмов образования их скоплений по сравнению с традиционными скоплениями конвенциональных ресурсов углеводородов. По источнику углеводородов единство процессов формирования конвенциональных и неконвенциональных ресурсов углеводородов и их скоплений наиболее ярко проявляется в разрезах гигантских месторождений (снизу вверх – скопления газоконденсатов, обычных и сланцевых нефтей и газов, обычного и водорастворенного газа, тяжелых нефтей и газогидратов) Аляски и севера Западной Сибири. Вниз по разрезу с глубиной ассоциации скоплений конвенциональных и неконвенциональных углеводородов становятся все более тесными, вплоть до их полной совмещенности.

Суть неконвенциальных (нетрадицион- ных) ресурсов достаточно удачно сформулирована в статье В.П. Якуцени с со- авторами: «Нетрадиционные ресурсы углеводородов – это та их часть, подготовка и освоение которой нуждается в разработке новых методов и способов выявления, разведки, добычи, переработки и транспорта. В отличие от традиционных они сосредоточены в сложных для освоения скоплениях либо рассеяны в непродуктивной среде. Они плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр,в связи с чем нуждаются в специальных способах извлечения из недр, что повышает их себестоимость. Однако достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение некоторых из них с себестоимостью эквивалентной прогнозируемой цены на нефть и газ на мировом рынке в ближнесрочной перспективе».

Во второй половине ХХ в. по мере вовлечения в поиски осадочных бассейнов выявлялось все больше случаев нахождения и распространения залежей и месторождений нефти, газа и газоконденсата в сложных, необычных (нетрадиционных) условиях. Если нетрадиционные (литологические, стратиграфические, гидродинамические и др.) ловушки в основном затрудняли поиски связанных с ними залежей, то нетрадиционные резервуары и залежи уже затрудняли их разра- ботку, требуя использования более сложных новых технологий. Многие, даже крупные по масштабам запасов, нетрадиционные месторождения в настоящее время нерентабельны для разработки. Повышение цен на углеводородное сырье может привести к переводу некоторых из них в разряд рентабельных, в разряд как бы традиционных.

Другие месторождения будут вовлечены в разработку после создания новых технологий, обеспечивающих снижение расходов.

К концу ХХ в. углеводородные ресурсы целого ряда разновидностей нетрадиционных скоплений намного превысили ресурсы их традиционных аналогов. В число этих разновидностей вошли газогидраты и тяжелые нефти, сланцевые газ и нефть, водорастворенные газы, газы плотных (tight) резервуаров. По условиям формирования и залегания к последним близки и скопления УВ в породах фундамента. Перечисленные разновидности залегания и распространения скоплений УВ в необычных обстановках и их ресурсы в западных странах были отнесены к отдельной категории неконвенциональных (unconventional) ресурсов. Однако в русском переводе термин unconventional переведен как «нетрадиционные» (для последнего в западной нефтегазовой геологии используется термин nontraditional). В этой статье автор использует оба термина, хотя и такой вариант не идеален.

Начало ХХI в. ознаменовалось переходом к широкому использованию ресурсов нетрадиционного углеводородного сырья. Обозначились два «прорыва», относящиеся к разработке битуминозных песков (Атабаска, Канада) и сланцевого газа (США). Близится еще один «прорыв» после завершения создания технологий по разработке скоплений газогидратов, главным образом в акватории Мирового океана (Япония и др.). Однако на фоне успехов в создании и использовании новых, сложных и дорогостоящих техноло- гий острее ощущается недостаточность усилий, необходимых для осмысления совокупности новой информации, такой как: распространение и условия залегания всего спектра нетрадиционных скоплений УВ в сопоставлении с традиционными; рас- шифровка механизмов их формирования; природа источников УВ для их формиро- вания. Представленная статья направ- лена, с одной стороны, на восполнение этого пробела, а с другой – на выявление наиболее актуальных новых направлений рентабельной разработки нетрадиционных скоплений нефти и газа в России с учетом ее специфических условий.

Share this post


Link to post
Share on other sites

[/justify][justify]

 

Из статьи Александра Фролова (Аналитика Института национальной энергетики)

 «Сланцевый пшик» (Нефтегазовая Вертикаль, №7/2012).

 Сланцевая революция, о которой так долго говорили все кому не лень, все никак не свершится. Казалось бы, ее пламя вот-вот перекинется из США на весь остальной мир, лишая опоры традиционные нефтегазовые компании, полностью меняя облик энергетического рынка, но — нет.

Франция и Германия отнеслись к сланцевому газу с настороженностью, а Великобритания из-за гидроразрыва сланцевого пласта схлопотала два локальных землетрясения. Впрочем, Польша не устает раздавать обещания насытить всю Европу своим сланцевым газом. Видимо, подразумевая, что зависимость от нее будет соседнему региону приятнее, чем зависимость от России. Но за словами нет дела: ExxonMobil заявила, что коммерческих запасов в Польше не выявлено…

На старте так называемой сланцевой революции главной газовой державой Европы авансом была объявлена Польша.

В феврале 2012 года ExxonMobil объявила, что разведка не подтвердила наличие достаточных запасов для коммерческой добычи польского сланцевого газа.

Вопрос о себестоимости остается одним из ключевых. Даже в США этот показатель колеблется в пределах $150–200.

Главный экологический вопрос: опасны ли массированные гидроразрывы для окружающей среды?

Экологи забили тревогу. Парламент Франции запретил добычу сланцевого газа на территории страны.

Chesapeake Energy и Statoil сокращают объем капиталовложений в американские проекты по добыче сланцевого газа.

Лишь США требуют продолжения банкета: для их сервисных компаний бурение и ГРП — золотое дно.

 

Золотое дно

В самом начале бума ожидалось, что сланцевый газ вызовет переизбыток предложения на энергетическом рынке, цены поползут вниз и это больно ударит по традиционным углеводородам (следовательно, «Газпром» надо быстрее продавать). Каким образом в разы более дорогой сланцевый газ должен был избежать ценового удара, осталось за скобками.

Ах, да. Некое объяснение имелось. Мол, прогресс технологий сделает добычу более рентабельной. Но пока мы имеем то, что имеем. Прогресс не торопится на помощь.

А раз так, то вместо него на помощь спешат госсекретарь США Хиллари Клинтон и специальный посланник США по вопросам энергетики в Евразии Ричард Морнингстар. Недавно они совершили визит в Болгарию, чтобы, в частности, заставить местные власти пересмотреть национальную политику по сланцевому газу.

Но зачем США это нужно? Зачем ездить по миру, агитировать добывать местный газ, если сами американцы планируют стать нет то-экспортером голубого топлива. Если ты собираешься продавать, то тебе должно быть выгодно, если кто-то предпочтет импортные энергоносители местным.

Дело в том, что США хотят заработать на услугах своих сервисных компаний, значительные мощности которых простаивают без дела. Допустим, начнут Польша с Украиной добывать сланцевый газ, но откуда у них необходимое оборудование, откуда специалисты, откуда химикаты? Из Соединенных Штатов.

Кстати, в отличие от обычного газового месторождения, где могут быть извлечены порядка 80% запасов, сланцевого газа можно извлечь не более 20%. Истощение скважины происходит на порядок быстрее — за год-два, притом что плотность бурения на сланцы существенно выше, чем при традиционной добыче. Одним словом, для буровых компаний сланцевый газ — это золотое дно.

Лозунги об «энергетической безопасности», «противостоянии российскому влиянию» — лишь ширма. Потому, собственно, Франция, Германия и Великобритания не торопятся и практически избегают громких заявлений по сланцевому вопросу. Эти страны умеют считать.

Конечно, есть и фактор экологической конкуренции. То есть защитники окружающей среды, чьи позиции традиционно сильны в этих странах, видят в сланцевом газе сильного конкурента не традиционным углеводородам, а своим дотационным возобновляемым источникам.

Но как бы там ни было, а сланцевой революции не будет. Вместо нее будут долгие и муторные исследования, десятки разведочных скважин, а доля нетрадиционных источников в мировом газовом балансе еще очень и очень долго останется незначительной.  

Share this post


Link to post
Share on other sites

Профессионалы ТЭК обсуждают

НовостиСобытияРазведкаБурение

ВертикальноеГоризонтальноеМоногоствольноеДобыча

НефтеотдачаГРПНефтесервисХимияТранспортировкаТехнологии

23.08.2013 | Автор Мария Кутузова | Добавить комментарий

По данным Texas Railroad Commission, добыча нефти на блоке группы месторождений сланцевой нефти Игл Форд на юге штата Техас (США) выросла в июне этого года на 60% по сравнению с показателями аналогичного периода 2012 г.

Операторы проектов на девяти крупнейших месторождениях структуры Игл Форд извлекли примерно 617,884 тыс. баррелей в сутки, тогда как по данным за июнь прошлого года этот показатель составлял 386,763 тыс. баррелей нефти в сутки.

Texas Railroad Commission также сообщила о пересмотре прогнозов за май этого года: добыча нефти в этом районе оценена в 625,833 тыс. баррелей в сутки, хотя ранее сообщалось о 581,923 тыс. баррелей в сутки, по информации агентства Bloomberg.

В настоящее время в Техасе (основной добывающий нефть штат в США) производится порядка 2,53 млн баррелей нефти в сутки (по данным за май 2013 г.). Согласно оценке Energy Information Administration (EIA), это самый высокий показатель, который был достигнут в этом традиционном регионе нефтегазодобычи в Соединённых Штатах в период с апреля 1982 г.

Стоимость нефти месторождений Игл Форд составляет в настоящее время 100,25 долларов США за баррель, что вполне сравнимо со стоимостью сорта West Texas Intermediate в 103,85 доллара за баррель, а также Brent в 109,81 доллара за баррель.

Последствия сланцевой революции, как писала The Financial Times в начале этого года, уже видны из космоса. На снимках территории США, сделанных со спутника, были обнаружены огни сжигаемого попутного газа в районе формаций Баккен (Северная Дакота) и Игл Форд (Техас). Как сообщает издание, огни факелов на месторождениях по яркости сравнимы с освещением одного из крупнейших городов США – Чикаго. В 2012 г. количество сжигаемого ПНГ в Северной Дакоте выросло на 50%, а число выданных разрешений на уничтожение подобным образом попутного газа в Техасе увеличилось с 306 в 2010 г. до 1963 в 2012 г. Экологи также критикуют последствия сланцевой революции из-за применяемой технологии массированного гидроразрыва пласта, так как она приводит к загрязнению сточных вод, а также к небольшим землетрясениям.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Профессионалы ТЭК обсуждают

НовостиСобытияРазведкаБурение

ВертикальноеГоризонтальноеМоногоствольноеДобыча

НефтеотдачаГРПНефтесервисХимияТранспортировкаТехнологии

29.08.2013 | Автор Мария Кутузова | Добавить комментарий

Норвежская нефтяная компания сообщает о своём третьем открытии в Канаде и втором крупнейшем обнаружении нефти в бассейне Флемиш Пасс на глубоководном участке Бэй дю Норд в 500 км от побережья канадского Ньюфаундленда и о сланцевой нефти в Самаре.

В 2010 г. Statoil обнаружила нефть на участке Миззен в 20 км, а в июне этого года – на перспективном участке Гарпун всего в 10 км от Бэй дю Норд. По словам вице-президента Statoil Тима Додсона, новый успех компании является результатом обширной и амбициозной программы бурения в бассейне Флемиш Пасс. Додсон рассказал, что компания продолжит изучение участков для лучшего понимания геологии и потенциала этого района.

«Бассейн Флемиш – стратегическая часть глобального портфеля upstream Statoil. В настоящее время мы планируем наше возвращение в этот район для продолжения разведочного бурения», – отметил Тим Додсон.

.В провинции Ньюфаундленд сосредоточено около четверти запасов традиционной нефти Канады. Морская добыча нефти позволила экономике провинции стать одной из самых быстроразвивающихся в стране.

Норвежская компания добывает сегодня углеводороды во всех крупнейших нефтегазовых провинциях планеты: на Ближнем Востоке, в Южной и Северной Америке, Африке. Руководство компании отдаёт себе отчёт, что нефтяные ресурсы в традиционном для её работы регионе – норвежской части Северного моря – постепенно исчерпываются. Помимо продвижения в северные регионы страны – выход в Норвежское и Баренцево море, Statoil активно развивает свои зарубежные нефтегазовые проекты.

Тим Додсон в недавнем своём интервью Reuters подробно рассказал о ближайших планах норвежской компании в России. ННК подписала в июне этого года соглашение с «Роснефтью» о совместной опытной разработке нефти доманиковых отложений на 12 лицензионных участках «Роснефти» в Самарской области. У Statoil 49% в совместном предприятии и компания собирается вложить 60 млн долларов в предварительную геологоразведку региона. У норвежцев есть активы в ключевом районе разработке сланцевой нефти в США – на Баккене. Компания владеет здесь 134 тыс. га потенциально нефтеносной территории и планируется вывести добычу с современных 167 тыс. до 300 тыс. баррелей нефти в сутки к 2020 г. По словам Додсона, Баккен – это «мелочь» по сравнению с новыми активами компании в Самаре.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я уже упоминал, что ко мне обратился корреспондент нашей местной газеты "Пермский обозреватель" с просьбой прокомментировать перспективы освоения сланцевой нефти. Как я не отнекивался, но пришлось согласиться высказать свою точку зрения на некоторые интересующие его вопросы. Учитывая печальный опыт ряда предыдущих интервью (искажают, причем не грамотно), описал эту проблему с использованием опубликованной информации (прилагаю). На днях вышла статья - прилагаю, чтобы могли оценить, что может выйти из-под пера журналиста.

Кстати, перспективы доманиковой формации Волго-Урала рассматривались сотрудниками ВО ИГиРГИ еще в 1990 г. - нашел их статью.

Share this post


Link to post
Share on other sites

 
Нефтегазодобыча

В Аргентине начали добывать сланцевую нефть
Размер шрифта: 1 2 3 4    

«Нефть России», 09.09.13, Москва, 11:09    Программа «Вести» в рамках освещения саммита G20 познакомила российских телезрителей с экономической ситуацией в Аргентине. Как передает RccNews.ru, также продемонстрировали кадры открытия добычи сланцевой нефти в Аргентине.
Первый бочонок был заполнен в провинции Неукен в аргентинской Патагонии. Государственная нефтяная компания Yacimientos Petroliferos Fiscales утверждает, что между сланцевыми месторождениями США и Аргентины есть принципиальная разница, так как американцы извлекают нефть с намного меньших глубин – 1200-1500 футов против 10000-11000 футов в Аргентине.
Однако экологи традиционно выступают против добычи сланцевой нефти. «В процессе добычи используется отравляющие и канцерогенные химикаты, которые могут проникнуть в грунтовые воды и разрушить здоровье тех, кто живет в районе добычи», — напоминает Фермин Кооп, создатель сети экологической информации Claves 21.
Подробнее читайте на http://www.oilru.com/news/379426/

Share this post


Link to post
Share on other sites

Посчитав китайский газовый рынок прекрасной альтернативой Северной Америке, Royal Dutch Shell столкнулась с многочисленными непредвиденными трудностями

Когда несколько лет назад Royal Dutch Shell начала инвестировать миллиарды долларов в добычу сланцевого газа в Китае, казалось, что это беспроигрышный вариант. Shell стремилась как можно скорее начать добычу. Однако ей и ее китайскому партнеру пришлось столкнуться с бюрократическими, политическими и физическими препятствиями.

До сих пор пробурено всего 30 скважин, и, насколько эффективно они работают, определить пока трудно. Смета проекта пока не была обнародована, хотя Shell утверждает, что ее расходы на развитие нетрадиционных источников энергии в Китае, таких как сланцевый газ, составляют $1 млрд в год.

Особые риски связаны с проблемами регулирования отрасли. В Китае до сих пор не сформулированы требования к технологии гидроразрыва пласта с горизонтальным бурением. Добыча осложняется самой геологической структурой скальных пород, которая характеризуется высоким подземным давлением. Согласно мартовскому отчету сотрудников компании, Shell столкнулась с проблемой деформации обсадных труб, крепящих ствол скважины, на ранней стадии бурения.

Чтобы справиться с проблемой перенаселенности территории, инженеры уменьшили размеры площадок для бурения. Они ограничили число скважин, которые можно пробурить на одном месторождении. Безопасность условий труда также вызывала обеспокоенность участников проекта.

Тем временем дефицит энергии и воды нес с собой дополнительные проблемы. Чтобы не конкурировать с местными фермерами за подземные воды, Shell строила расширенные сети временных трубопроводов и резервуары для хранения воды. Ненадежность энергопитания в регионе заставила ее установить резервные дизельные генераторы.

Кроме того, Shell выплачивает компенсацию местным жителям и властям за использование земли и дорог (а также их ремонт) и прочие неудобства.

http://www.vedomosti.ru/companies/news/16131891/prisoedinitsya-li-kitaj-k-slancevoj-revolyucii#ixzz2eOQsKJNf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Иван Рогожкин

Ускорить разработку и внедрение новых технологий в нефтегазовом секторе можно извне

05.10.2012

--------------------------------------------------------------------------------

По мере того, как усложняются условия добычи углеводородов и снижается качество получаемого из недр сырья, перед нефтегазовыми компаниями всё острее встаёт проблема перехода на инновационный путь развития. Задачи кардинального повышения отдачи пластов, добычи вязкой нефти и наращивания выхода полезных нефтепродуктов на НПЗ требуют нестандартных, новаторских решений. Недаром российские нефтяные компании в последние годы дружно заговорили об инновациях и начали представлять перспективы так, что высокие технологии придут в первую очередь в нефтегазовую сферу.

Беда в том, что прорывные инновации подразумевают долгие сроки окупаемости проектов и несут серьёзный риск, а потому плохо вписываются в традиционную бизнес-модель российских нефтегазовых предприятий. Вспомните, что первый гидроразрыв пласта был проведён компанией Halliburton ещё в 1947 г., но широкое распространение этот метод интенсификации притока во всём мире получил ближе в концу прошедшего столетия. Из-за длительных сроков окупаемости венчурных инвестиций и невозможности заранее точно просчитать, окажется ли идея перспективной, российские нефтегазовые компании на деле отказываются финансировать изобретателей и инноваторов, хотя и крайне заинтересованы в результатах их труда. Получается порочный круг, в котором прогресс постоянно откладывается. Как разорвать этот круг?

Вероятно, наиболее естественный и эффективный способ подтолкнуть прорывные инновации в российской нефтегазовой промышленности – это учредить специализированные венчурные фонды. Во-первых, такие фонды смогут рассчитывать на весь потенциальный рынок сбыта, не ограничиваясь одной компанией – «Роснефтью», «ЛУКОЙЛом», «Газпром нефтью»… Следовательно, они смогут обеспечить меньшие сроки окупаемости, чем отдельные ВИНК.

Во-вторых, венчурным фондам, в силу их независимости, легче найти контакт с различными творческими коллективами из многочисленных НИПИ, институтов РАН, изобретателями-одиночками и учебными вузами. Надо сказать, что распределение талантов по нашей бескрайней стране не подчиняется очевидным закономерностям. Бывает, интересные идеи и увлечённые люди выявляются в не совсем профильном и даже совсем не профильном коллективе. Так, кто бы мог предсказать, что Всероссийский НИИ электрификации сельского хозяйства РАСХН предложит «шесть стратегических проектов для будущего мира, которые позволят увеличить энергетическую безопасность и создать новое энергетическое снабжение Земли, не основанное на сжигании ископаемого топлива» (см. 2045.ru/expert/253.html) ? Я не берусь судить о выполнимости посулов директора ВНИИ электрификации сельского хозяйства Дмитрия Стребкова, но отмечу, что широты мышления и смелости ему не занимать.

В-третьих, на экспертов независимого венчурного фонда не действует штамп «придумано не нами». Можно ожидать, что варианты инвестиций в таком фонде будут оцениваться более объективно, чем в рамках отдельных ВИНК.

В-четвёртых, нефтегазовые компании традиционно служат для нашего государства «дойными коровами», и потому вряд ли смогут убедить российских чиновников освободить от налогов свои внутренние венчурные проекты. Другое дело – независимые венчурные фонды, «благородные покровители науки и техники», как сегодня считает общественное мнение.

В качестве позитивного примера можно привести компанию венчурных инвестиций Energy Ventures из Норвегии, имеющую офисы в столице страны Ставангере, США и Великобритании. Компания нацелена на развитие новых технологий в апстриме. За 10 лет существования на рынке её эксперты рассмотрели свыше 2500 предложений, сделали 33 инвестиции и успешно (читай: с хорошей прибылью) вышли из капитала 12 компаний. Сегодня Energy Ventures управляет четырьмя венчурными фондами с суммарными капиталами около 750 млн долл. Размеры инвестиций в проекты разнятся от 5 до 30 млн долл., при этом доля собственности компании Energy Ventures в них колеблется от 10 до 40%. Управляющие фондами, партнёры и советники Energy Ventures имеют опыт работы в нефтегазовом секторе, понимают суть индустрии и её технологические потребности.

Говорят, свято место пусто не бывает. Думаю, что в ближайшие годы в России обязательно появится серьёзная венчурная компания, ориентированная на нефтегазовый комплекс. И если она придёт не из-за рубежа, а будет основана на российском капитале, мы от этого только выиграем.

А нам что ждать в той же сланцевой сфере?

Share this post


Link to post
Share on other sites

СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ: РОССИЙСКАЯ АЛЬТЕРНАТИВА

БАЖЕНОВСКАЯ СВИТА

горизонт горных пород, выявленных в центральной части Западной сибири на глубинах 2500–3000 м. Распространена на территории около 1 млн кв. км, при этом имеет сравнительно небольшую толщину — от 10 до 40 м. По смелым оценкам геологов, ресурсы нефти в пластах баженовской свиты только на территории Западной сибири — 100–170 млрд тонн.

АБАЛАКСКАЯ СВИТА

Породы абалакской свиты представлены прибрежно–морскими или морскими отложениями; она подстилает отложения баженовской свиты, иногда контакт между свитами проявляется довольно резко. Зона распространения абалакской свиты — красноленинский свод, а также сургутский нефтегазовый район, Уватский регион. глубины залегания отложений в пределах красноленинского свода составляют 2200–2400 м, общая толщина изменяется от 20 до 90 м в прогибах. За 13 лет (с 1991 по 2004 год) из коллекторов абалакской свиты на красноленинском своде добыто 5,3 млн тонн нефти при работающем фонде в 30 скважин.

Перспективы баженовско-абалакского комплекса сегодня связывают с колоссальным потенциалом ресурсов углеводородного сырья, но специалисты прогнозируют значительные технологические трудности при освоении баженовской свиты, которая уже успела продемонстрировать свой противоречивый характер.

ЗАГАДКА ПОРОДЫ

По мере истощения традиционных запасов баженовская свита рассматривается как один из важных объектов для восполнения ресурсной базы. Однако пока у геологов есть согласованное мнение лишь об основных параметрах и условиях залегания баженовской свиты и масса вопросов, на которые еще предстоит найти ответы. По геологическому строению «бажен» в основном характеризуется крайне низкими коллекторскими свойствами, обладая при этом высоким содержанием органического вещества, чем и отличается от всех других нефтеносных комплексов в разрезе Западно-Сибирского бассейна.

Основные породообразующие компоненты «бажена» — глины, кремнезем, кероген и карбонаты. Комплекс совмещает в себе признаки нефтематеринской породы и коллектора, способного отдавать нефть и газ, что влечет значительные неопределенности в выявлении нефтеносных интервалов, сложности в моделировании продуктивных залежей.

Отложения, подобные баженовско-абалакскому комплексу, развиты во всем мире. На Волго-Урале это доманиковый горизонт, в Англии и Северном море — киммериджская, в США и Канаде — баккенская формации. Породы баженовской свиты — аналоги нефтяных сланцев и отличаются от них тем, что процесс преобразования органического вещества в нефть в «бажене» еще не завершен. Порода содержит связанные углеводороды, называемые керогеном, составляющие совместно с глинисто-кремнистыми отложениями каркас свиты, а также заполняющую трещиноватые части комплекса легкую подвижную нефть.

В России опыт освоения месторождений баженовско-абалакского комплекса насчитывает более 50 лет. По данным Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И.Шпильмана, только на территории Югры открыты около 140 залежей нефти и газа более чем на 50 месторождениях свиты.

Учитывая серьезную долю неопределенности в понимании геологической природы баженовской свиты (только гипотез формирования коллекторов около десятка), перспективы ее промышленного освоения специалистами также оцениваются по-разному.

Руководитель направления по петрофизике Научно-технического центра «Газпром нефти» (НТЦ) Владимир Теплоухов о перспективности «бажена» отзывается осторожно: «Баженовская свита преподносит слишком много сюрпризов. Главная проблема для геологов — а значит, и разработчиков — вопрос точного определения нефтенасыщенных интервалов, локализации запасов. До сих пор не удалось определить, каким образом формируются здесь залежи нефти, как их можно с достаточной точностью оценить. Очень мало данных о фильтрационно-емкостных свойствах пород баженовской свиты, к тому же они сильно разнятся даже в пределах одной территории залегания. Без ответа на эти вопросы освоение месторождений будет рискованным проектом».

ПЛОЩАДЬ ОСВОЕНИЯ

По оценкам ученых, наиболее перспективной для нефтегазоносности считается центральная часть Западно-Сибирской плиты площадью около 180 тыс. кв. км, включающая обустроенные территории Салымского, часть Сургутского и Красноленинского районов.

В «Газпром нефти» решение задач освоения баженовско-абалакского комплекса, в частности, проводится в рамках опытно-промышленных работ (ОПР) на Пальяновской площади Красноленинского месторождения. Пальянов ская площадь изучена с помощью 2Dи 3D-сейсморазведки и вскрыта в 25 разведочных и 10 эксплуатационных скважинах. На сегодня здесь добыто порядка 150 тыс. тонн нефти. В то же время геологи считают месторождение недостаточно изученным, особое внимание обращая на параметры коллекторов и их распространение.

Опытно-промышленные работы на Пальяновской площади развернулись осенью 2012 года, были расконсервированы пять скважин. В октябре 2012-го началось бурение оценочно-добывающей скважины № 153 в северо-восточной части Пальяна, которое завершилось в феврале 2013 года. Следующий этап эксперимента — реализация программы исследовательских работ, в ходе которых специалисты намерены уточнить характер трещиноватости пласта, проницаемость, физикохимические свойства нефти.

После обобщения, тщательного анализа и оценки результатов опытно-промышленных работ (ОПР) в нынешнем году на Пальяновской площади планируется пробурить до восьми наклонно-направленных скважин. И хотя сегодня преждевременно говорить о возможных объемах добычи в баженовско-абалакском комплексе, однако цифры по вовлекаемым запасам в рамках опытно-промышленных испытаний определены. В качестве ориентира, по разным оценкам, в течение трех ближайших лет добыча может составить от 50 до 100 тыс. тонн нефти.

Еще один перспективный объект с точки зрения получения опыта освоения баженовской свиты — Верхне-Салымское нефтяное месторождение, которое разрабатывает «Салым Петролеум Девелопмент» (SPD) — совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell. Работам по освоению «бажена» на территории Салыма предшествовал большой подготовительный период. Специалисты «Газпром нефти» и SPD провели анализ результатов 3D-сейсмики, на основании переобработки старых данных и дополнительных исследований уточнили геологические особенности строения свиты.

Усилиями специалистов «Газпром нефти», SPD и Shell была создана «дорожная карта», определяющая этапы и скорость движения к главной цели по освоению баженовской свиты на Верхне-Салымском месторождении — получению стабильных притоков нефти в промышленных масштабах. В 2012 году главной задачей стало создание адекватной модели коллектора: определение вещественного состава, петрофизических свойств породы. Были проведены исследования по содержанию подвижной нефти, отработана методика определения и оценки запасов и технологии локализации продуктивных зон. С 2013 года на месторождении началось бурение скважин и проведение комплекса геолого-технических мероприятий. На 2013–2015 годы запланировано строительство от трех до пяти горизонтальных скважин специальной конструкции с проведением множественных гидроразрывов пласта (ГРП).

Всего извлекаемые ресурсы «бажена» на Верхнем Салыме, по предварительным данным, составляют 87,1 млн тонн. Пока эти ресурсы можно считать лишь перспективным резервом — для того чтобы организовать их эффективную разработку, специалистам придется приложить немало усилий.

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ОПЫТ

Опыт российских нефтяных компаний свидетельствует, что притоки из продуктивных пластов баженовско-абалакского комплекса в эксплуатируемых вертикальных скважинах могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 тонн в сутки, единичные скважины на «бажен» давали фонтаны до 700 кубометров в сутки, но большинство пробуренных скважин оказывались низкоприточными, «сухими».

Разработка, кроме того, осложняется неравномерным распределением коллекторских свойств пласта по площади и разрезу, практика также показывает невозможность создания системы заводнения. Эти факторы объясняют низкий коэффициент нефтеизвлечения (КИН). В настоящее время нефтеотдача из пласта Ю0 баженовской свиты Салымского месторождения составляет всего 7%.

Однако в мировой практике сложился достаточно богатый опыт использования различных технологий при освоении залежей, схожих по свойствам с баженовской свитой. Пока наиболее эффективная из них — бурение горизонтальных скважин с множественными гидроразрывами пласта (ГРП). Технология широко используется для добычи сланцевой нефти из пластов — аналогов баженовской свиты. Основная задача ГРП — обеспечение интенсивного растрескивания пласта, создание вторичной проницаемости в зоне дренирования скважины.

«Применение многостадийного ГРП даст свой эффект и позволит обеспечить промышленные притоки нефти, — считает начальник управления техники и технологии добычи нефти „Газпромнефть НТЦ“ Руслан Кайбышев, — но на разработку наиболее оптимальной технологии понадобятся время и целая серия испытаний».

Для существенного повышения продуктивности залежей баженовско-абалакского комплекса необходимо рассмотреть варианты применения нетрадиционных методов вскрытия пласта и интенсификации притока нефти.

Промышленная разработка «бажена» видится масштабным и затратным проектом, осилить который смогут только крепко стоящие на ногах нефтяные компании, у которых есть отработанные технологии, опытный персонал и необходимые финансовые ресурсы.

Кирилл Стрижнев,

руководитель проектного

офиса по трудноизвлекаемым

запасам «Газпром нефти»

Share this post


Link to post
Share on other sites

Пик сланцевой нефти

Тем временем сланцевый бум, похоже, скоро натолкнётся на естественные геологические ограничения. Дело в том, что нефтяные скважины в сланцевых породах истощаются гораздо быстрее, чем в традиционных коллекторах. А потому для поддержания производства сланцевой нефти на прежнем уровне необходимо бурить, бурить и ещё раз бурить, а также всё время делать гидроразрывы пласта. По расчётам американского аналитика Роберта Бракетта, к концу этого года американская нефтяная промышленность не сможет компенсировать естественное геологическое снижение дебита, что приведёт с сокращению темпов роста нефтедобычи на территории США.

В результате по итогам 2013 г. прирост сланцевой нефтедобычи будет меньшим, чем в предыдущие годы (подробности см. здесь: http://www.businessinsider.com/us-oil-production-inflection-point-2013-8). А в 2014 г. возможен уже настоящий спад. Отметим, что чем больше масштабы разработки сланцевых месторождений, тем интенсивнее нужно восполнять быстро падающую добычу на каждой скважине. Иначе за сланцевым бумом неизбежно последует сланцевый крах.

Иван Рогожкин

Share this post


Link to post
Share on other sites

Иначе за сланцевым бумом неизбежно последует сланцевый крах.

Иван Рогожкин

 

Получается напрасно журналюга на Миллера наговаривал, что он сумасшедший ?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Новости oilru.com

Газ

Эксперт: Не думаю, что сланцевые проекты смогут значительно поднять уровень собственной добычи европейских государств

Размер шрифта: 1 2 3 4

«Нефть России», 13.09.13, Москва, 00:00 Украина и Royal Dutch Shell уже в 2015 году рассчитывают начать добывать газ из сланца на Юзовском месторождении. В четверг стороны подписали операционное соглашение. «Сланец» позволит Украине снизить зависимость от дорогого российского газа. Примеру Украины готовы последовать и другие европейские страны, уставшие от монополии «Газпрома». Эксперты говорят, что это прямая угроза «Газпрому», но по их прогнозам, лишь малая часть сланцевых проектов в Европе будет рентабельна, - пишет http://www.gazeta.ru.

«Добыча газа из сланца — весьма перспективна и интересна для Украины, — комментирует завсектором экономического департамента Института энергетики и финансов Сергей Агибалов. — «Сланец» способен существенно снизить зависимость Украины от газового импорта. Пока нет адекватных оценок себестоимости добычи газа из сланца, но он, очевидно, будет обходиться дешевле $420 за 1 тыс. кубов». А вот сроки, по мнению Агибалова, Украина оценивает слишком оптимистично. Эксперт считает, что реально Юзовский проект заработает не ранее 2016–2017 годов.

Примеру Украины могут последовать и другие страны. Еще в начале года о своем интересе к сланцевому газу заявили Румыния и Литва. Сообщалось, что президент Литвы Даля Грибаускайте одобрила геологоразведку «сланца», а румынские власти не стали продлевать введенный летом 2012 года мораторий на технологию гидроразрыва пласта, которая применяется при разведке сланцевого газа. Основная проблема при использовании этой технологии заключается в высоких экологических рисках.

Именно из природоохранных соображений от сланцевых проектов отказались Болгария и Франция. И в Румынии, и в Литве разрешение на геологоразведочные работы получила американская Chevron.

В мае о намерении разрешить добычу сланцевого газа заявляли власти Германии, однако там дальше заявлений дело пока не зашло. Однако компания Wintershall (структура концерна BASF, занимающаяся газом) в четверг заявила о своей поддержке сланцевой инициативы. «Добыча сланцевого газа может быть прекрасной возможностью для Германии», — сказал глава компании Райнер Зеле, признав при этом, что масштабы добычи «сланца» в Германии будут не столь крупными, как в Северной Америке.

Великобритания, ранее наложившая запрет на сланцевые работы, возобновила их. В июне Британская геологическая служба сообщала, что запасы месторождения Боуленд, располагающегося на севере страны, достигают 3,86 трлн кубометров. В августе британский премьер Дэвид Кэмерон заявил, что если Великобритания не будет развивать добычу сланцевого газа, она потеряет шанс на снижение цен на энергоносители и ее экономика не будет конкурентоспособной.

«Сланцевый газ — прямая угроза «Газпрому», — говорит аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. — Чем больше страны Европы будут наращивать собственную добычу, тем меньше они будут покупать российского газа».

Однако основным вопросом здесь, по словам Полищука, является все тот же вопрос экономической эффективности добычи газа из сланца. «Уже были неудачные примеры в Польше (летом прошлого года американская ExxonMobil отказалась от сланцевых проектов в этой стране, признав их нерентабельными), — напоминает аналитик. — Вероятнее всего, какое-то количество успешных проектов будет иметь место, но не думаю, что в общем они смогут значительно поднять уровень собственной добычи европейских государств».

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ещё раз "на пальцах" объясняю суть фокуса со "сланцевой" нефтью. Ранее уже пытался это объяснить, но, видимо, слишком длинный текст, не все улавливают его основной смысл.

Относительная успешность американских проектов заключается в том, что они разбуривают и рвут свои сланцевые формации преимущественно в районах существующей нефтедобычи. Горизонтальными скважинами "протыкают" сбоку каналы - жильные залежи в низкопроницаемых толщах, через которые и происходило внедрение глубинных флюидов с формированием пластовых залежей, а сегодня происходит их подпитка. В таких районах они достаточно распространены, и я их "вижу" своими методами. Наверное, с таким же относительным успехом закончатся подобные эксперименты и в Западной Сибири по бажену и ачимовке, в тех местах, где существуют месторождения и обычного типа.

В районах развития угольных месторождений, по-видимому, геологические условия были не благоприятны для формирования пластовых залежей нефти. Процесс прорыва глубинных флюидов к поверхности здесь завершился формированием в зонах окисления угольных месторождений. Тем не менее, хотя и значительно реже, здесь также встречаются питавшие их ранее каналы - сегодня жильные залежи УВ. Знаю это точно по Челябинскому угольному бассейну. Поэтому, в угольных бассейнах Польши, Украины, Англии и т.д., хотя и не исключены небольшие успехи, когда отдельные скважины случайно пересекут редкие здесь такие каналы, но в целом рентабельность сланцевых проектов в этих районах будет значительно ниже даже американских. При том, что последние и так балансируют на грани рентабельности.

 

Выход есть! Перестать валять дурака и подгонять факты под выдуманные когда-то дурацкие теории. Это теории нужно строить на фактах, не путая причины и следствия, и постоянно уточнять их под напором всё новых фактов. И руководствуясь новыми открывшимися возможностями, не становится в привычную позу - пряча от фактов свои головы в песок, а начинать их использовать в практике. Тогда можно уже не разбуривать вслепую квадратно-гнездовым способом огромные территории, в надежде что-то там "поймать в тёмном омуте" с помощью страшно дорогих горизонтальных скважин с множественными ГРП, а бурить в эти сланцы точными точечными скважинами. А уж если так хочется бурить горизонтально, то такие интервалы можно направлять вдоль жильной залежи, увеличивая тем самым притоки без всякого ГРП.

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

Ещё раз "на пальцах" объясняю суть фокуса со "сланцевой" нефтью. Ранее уже пытался это объяснить, но, видимо, слишком длинный текст, не все улавливают его основной смысл.

Относительная успешность американских проектов заключается в том, что они разбуривают и рвут свои сланцевые формации преимущественно в районах существующей нефтедобычи. Горизонтальными скважинами "протыкают" сбоку каналы - жильные залежи в низкопроницаемых толщах, через которые и происходило внедрение глубинных флюидов с формированием пластовых залежей, а сегодня происходит их подпитка. В таких районах они достаточно распространены, и я их "вижу" своими методами. Наверное, с таким же относительным успехом закончатся подобные эксперименты и в Западной Сибири по бажену и ачимовке, в тех местах, где существуют месторождения и обычного типа.

В районах развития угольных месторождений, по-видимому, геологические условия были не благоприятны для формирования пластовых залежей нефти. Процесс прорыва глубинных флюидов к поверхности здесь завершился формированием в зонах окисления угольных месторождений. Тем не менее, хотя и значительно реже, здесь также встречаются питавшие их ранее каналы - сегодня жильные залежи УВ. Знаю это точно по Челябинскому угольному бассейну. Поэтому, в угольных бассейнах Польши, Украины, Англии и т.д., хотя и не исключены небольшие успехи, когда отдельные скважины случайно пересекут редкие здесь такие каналы, но в целом рентабельность сланцевых проектов в этих районах будет значительно ниже даже американских. При том, что последние и так балансируют на грани рентабельности.

 

Выход есть! Перестать валять дурака и подгонять факты под выдуманные когда-то дурацкие теории. Это теории нужно строить на фактах, не путая причины и следствия, и постоянно уточнять их под напором всё новых фактов. И руководствуясь новыми открывшимися возможностями, не становится в привычную позу - пряча от фактов свои головы в песок, а начинать их использовать в практике. Тогда можно уже не разбуривать вслепую квадратно-гнездовым способом огромные территории, в надежде что-то там "поймать в тёмном омуте" с помощью страшно дорогих горизонтальных скважин с множественными ГРП, а бурить в эти сланцы точными точечными скважинами. А уж если так хочется бурить горизонтально, то такие интервалы можно направлять вдоль жильной залежи, увеличивая тем самым притоки без всякого ГРП.

Казалось бы, для жильных залежей наиболее эффективными должны быть субвертикальные (вдольжильные) скважины, а наблюдается обратная картина. Почему?

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

Казалось бы, для жильных залежей наиболее эффективными должны быть субвертикальные (вдольжильные) скважины, а наблюдается обратная картина. Почему?

Изучать всё это надо. Но только не теми, принятыми сегодня, грубыми методами, которые дают лишь весьма расплывчатую картину. Самому пришлось столкнуться со скважинами, точно расположенными в жильной залежи, лишь несколько раз. Эксплуатационные встречал в Бавлинском районе Татарстана, писал уже много раз о них. Так они уже с 1962 года стабильно дают безводную нефть и без всякого заводнения. Местные геологи сами не понимают, что там происходит, поэтому и предложили посмотреть моими методами. Другое дело, что вросшие уже в них шоры органической теории не позволяют им осмыслить полученные результаты вне догм, внедрённых в них ещё со студенческой скамьи. Поэтому их можно только пожалеть, болезных!

С аналогичной ситуацией столкнулся недавно в Западной Сибири. Вижу, что это уже фактически эпидемия, и болезнь эта трудноизлечимая.

Ну а некоторые ответы на поставленный Вами вопрос, по-видимому, кроются в приведённых ниже цитатах:

По мнению Нестерова И.И. [2011]: «…коллектор в залежах глинистых пород не имеет жесткого скелета. Он возникает вместе с появлением углеводородного сырья и при извлечении из него нефти и газа вновь становиться экраном (покрышкой)… Отсутствие жёсткого скелета коллектора, его низкие прочностные свойства обусловили вынос из продуктивного горизонта обломков пород, что влечёт образование глинистых пробок в стволе скважины, прекращающих приток углеводородных флюидов… Прекращение притока нефти из-за образования глинистых пробок промысловые геологи часто отождествляют с истощением продуктивного пласта, такую скважину консервируют. При промывке пробок первоначальный дебит нефти и газа восстанавливается. Это следует учитывать при разработке таких залежей». Но тут скорее более верно мнение Киреевой Т.А. [2011], которая связывает снижение притока нефти с выносом из коллектора продуктов вторичной сульфатной минерализации глинистых пород и образование ими пробок. По её мнению «Эффективность гидрообработок, применяемых для интенсификации добычи нефти из баженовского коллектора, возможно, заключается не только в механическом разрушении глинистой породы, но и в растворении сульфатных минералов, т.к. сульфаты … легко растворимы».

Скорее всего, продукты вторичной сульфатной минерализации глинистых пород создают отложения не только в виде пробок в стволе скважины но и, безусловно, "забивают" образовавшиеся в результате гидроразрывов трещины в породах.

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

Изучать всё это надо. Но только не теми, принятыми сегодня, грубыми методами, которые дают лишь весьма расплывчатую картину. Самому пришлось столкнуться со скважинами, точно расположенными в жильной залежи, лишь несколько раз. Эксплуатационные встречал в Бавлинском районе Татарстана, писал уже много раз о них. Так они уже с 1962 года стабильно дают безводную нефть и без всякого заводнения. Местные геологи сами не понимают, что там происходит, поэтому и предложили посмотреть моими методами. Другое дело, что вросшие уже в них шоры органической теории не позволяют им осмыслить полученные результаты вне догм, внедрённых в них ещё со студенческой скамьи. Поэтому их можно только пожалеть, болезных!

С аналогичной ситуацией столкнулся недавно в Западной Сибири. Вижу, что это уже фактически эпидемия, и болезнь эта трудноизлечимая.

Ну а некоторые ответы на поставленный Вами вопрос, по-видимому, кроются в приведённых ниже цитатах:

По мнению Нестерова И.И. [2011]: «…коллектор в залежах глинистых пород не имеет жесткого скелета. Он возникает вместе с появлением углеводородного сырья и при извлечении из него нефти и газа вновь становиться экраном (покрышкой)… Отсутствие жёсткого скелета коллектора, его низкие прочностные свойства обусловили вынос из продуктивного горизонта обломков пород, что влечёт образование глинистых пробок в стволе скважины, прекращающих приток углеводородных флюидов… Прекращение притока нефти из-за образования глинистых пробок промысловые геологи часто отождествляют с истощением продуктивного пласта, такую скважину консервируют. При промывке пробок первоначальный дебит нефти и газа восстанавливается. Это следует учитывать при разработке таких залежей». Но тут скорее более верно мнение Киреевой Т.А. [2011], которая связывает снижение притока нефти с выносом из коллектора продуктов вторичной сульфатной минерализации глинистых пород и образование ими пробок. По её мнению «Эффективность гидрообработок, применяемых для интенсификации добычи нефти из баженовского коллектора, возможно, заключается не только в механическом разрушении глинистой породы, но и в растворении сульфатных минералов, т.к. сульфаты … легко растворимы». [/size]

Скорее всего, п[/size]родукты вторичной сульфатной минерализации глинистых пород создают о[/size]тложения не только в виде [/size]пробок в стволе скважины но и, безусловно, "забивают" образовавшиеся в результате гидроразрывов трещины в [/size]породах.[/size]

 

Есть еще одна модель, объясняющая все эти явления (вынос из продуктивного горизонта обломков пород,продуктов вторичной сульфатной минерализации и т.п.), - это инвертный тип природного резервуара УВ в условиях влияния тектоноблендера (см. Об особом типе природного резервуара УВ в баженовской свите Западной Сибири “Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений”. ВНИИОЭНГ. №8/13,С.28-34., и Нефтегеологические проблемы больших глубин.- Недропользование-ХХ1 век-4/13.с.76-81.)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Есть еще одна модель, объясняющая все эти явления (вынос из продуктивного горизонта обломков пород,продуктов вторичной сульфатной минерализации и т.п.), - это инвертный тип природного резервуара УВ в условиях влияния тектоноблендера (см. Об особом типе природного резервуара УВ в баженовской свите Западной Сибири “Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений”. ВНИИОЭНГ. №8/13,С.28-34., и Нефтегеологические проблемы больших глубин.- Недропользование-ХХ1 век-4/13.с.76-81.)

Да, видимо, мы говорим об одном явлении, но руководствуемся разными гипотезами появления обломочного материала и продуктов вторичной сульфатной минерализации в таких коллекторах. Мне больше импонирует вот такое объяснение: 

... как было установлено Киреевой [2011], «…коллекторские свойства баженовских пород связаны с трещинами и кавернами, «рыхло» заполненными вторичными сульфатами, образующимися в результате высокотемпературного гидротермального выщелачивания. Полученные данные по кислотному выщелачиванию и вторичной гидротермальной минерализации в баженовских породах позволяет утверждать, что [/size]образование коллектора в глинистых породах возможно только в результате внешнего воздействия агрессивных высокотемпературных флюидов, а не в результате внутренних резервов породы (структурной перестройки глинистых минералов и процессов нефтеобразования)»...[/size]

а по Вашему, в результате процесса "тектоноблендер".

Share this post


Link to post
Share on other sites

Create an account or sign in to comment

You need to be a member in order to leave a comment

Create an account

Sign up for a new account in our community. It's easy!

Register a new account

Sign in

Already have an account? Sign in here.

Sign In Now