Материалы

26декабря
2011

Сланцевый газ, мифы и перспективы мировой добычи

26.12.2011

Открытие новых источников энергетических ресурсов является для человечества потребностью и однозначной необходимостью. В последнее время всеми энергозависимыми странами активно развиваются технологии-заменители по производству возобновляемого топлива: атомной энергетике, ветро- и солнечной энергетике, инновационные методики на базе генетически модифицированных организмов и др.
Отметим, что ни одна имеющаяся технология производства возобновляемого топлива не может даже потенциально заменить ископаемые энергоресурсы, эта тенденция определяет структуру и тенденцию развития мирового энергетического рынка, а развитие научных технологий на сегодняшний день не предполагает качественного скачка в разработке новых источников энергосырья.


prndr_7rdfurhs_ok1.jpg
Очевидно, что самоорганизация рыночного механизма однозначно определяет появление товаров-заменителей (желательно возобновляемых), которые будут оказывать существенное влияние на структуру мирового энергетического рынка, но не приведут к его качественному изменению из-за достаточно низкой эффективности потенциала всех современных возобновляемых технологий. Единственным энергоисточником, имеющим на сегодняшний день исключительные качества товара-заменителя, является сланцевый газ.

Сланцевый газ — это разновидность природного газа, хранящегося в виде небольших газовых образованиях, коллекторах, в толще сланцевого слоя осадочной породы Земли. Запасы отдельных газовых коллекторов невелики, но они огромны в совокупности и требуют специальных технологий добычи. Что характерно для сланцевых залежей, что они встречаются на всех континентах, таким образом, практически любая энергозависимая страна может себя обеспечить необходимым энергоресурсом.

Этот энергоресурс вызывает повышенный интерес мировой общественности по причине совмещения в себе качеств ископаемого топлива и возобновляемого источника. Предположения экспертов, что запасы сланцевого газа неисчерпаемы, будоражат воображение и приводят к возникновению различных часто экономически-необоснованных мифов светлого будущего человечества. Синергетические качества сланцевого газа, состоящие в сочетании происхождения сырья и его биовозобновляемости, безусловно, дают этому энергоресурсу существенные конкурентные преимущества, но его влияние на рынок достаточно спорно и требует анализа, основанного на детальном системном рассмотрении его характеристик.

Более сдержанное отношение к исключительным качествам сланцевого газа связано с мировым опытом внедрения других «революционных» видов возобновляемого топлива, например:

атомной энергетики, на развитие которой наложен мораторий в большинстве стран мира после аварии в Чернобыле и Фукусиме;
биотоплива на основе рапсовой технологии, которое привело к нанесению существенного экологического ущерба за счет увеличения сельскохозяйственных площадей, используемых для технических культур, а также к возникновению более значительной угрозы продовольственной безопасности человечества.

Структура и тенденции газового рынка

На сегодняшний день природный газ является наиболее перспективным видом ископаемого топлива в рамках мирового энергообеспечения, так как предполагает самый низкий выброс углекислоты в атмосферу, которая является причиной парникового эффекта, и успешно заменяет уголь, имеющим выброс СО2 на 50% больше. Использование природного газа также более предпочтительно в рамках Европейской программы по борьбе с изменением климата и Конвенции ООН об изменении климата (РКИК, англ. Framework Convention on Climate Change, UN FCCC) от1992 года. В дополнение к РКИК в 1997 году в Японии был принят общеизвестный Киотский протокол, который регулирует суммарный среднегодовой уровень выброса СО2 странами-участниками. Таким образом, промышленно-развитые страны в рамках борьбы с техногенным кризисом с каждым годом попадают все в большую зависимость от природного газа. Это становится предметом беспокойства и местом активных действий с целью поиска товаров-заменителей.

К основным мировым поставщикам природного газа можно отнести: США, Россию, Канаду, Алжир, Иран и страны Персидского залива, а также Туркмению, Азербайджан и Казахстан. С целью ограничения монополии и политической зависимости от газовых поставщиков энергозависимых стран с 2004 года мировым сообществом предпринимаются активные действия по влиянию на адекватный процесс газового ценообразования, а также других энергоресурсов в привязке к их топливной калорийности. В результате были приняты нормировочные цены, которые привязываются к стоимости нефти. Они составляли: на август 2004 года — 0,10 USD киловатт/час, на август 2007 года — 0,10 USD киловатт/час. Таким образом, в настоящий момент средняя стоимость газа при приведенных соотношениях не должна превышать 648 USD за 1000 м3. В связи с финансово-экономическим кризисом ценовая регуляция газового рынка несколько снизилась, но современная тенденция состоит в том, что мировое сообщество стремиться восстановить влияние и создать управляемый газовый рынок с адекватным ценообразованием.


Peyx1zvN2U.jpg
Газотранспортная система Европы (GIE). ссылка на интерактивную карту

На сегодняшний день поставка природного газа к потребителям осуществляется по системе магистральных трубопроводов и посредством LNG-терминалов в сжиженном состоянии. Самой крупной газотранспортной системой является европейская система транснациональных трубопроводов, существенное влияние на которую имеет Россия. К наиболее значимым трубопроводам в Евразии относятся: единая европейская газовая инфраструктура — Gas Infrastructure Europe (GIE), российская газовая инфраструктура, газотранспортная система Украины и др.

В Европе газотранспортная система рассматривается в совокупности, включает магистрали, LNG-терминалы и месторождения. Основная интегративная стратегия европейской газовой системы состоит в создании стабильной и предсказуемой нормативно-правовой базы для инвесторов, а также прозрачной системы взаимодействия подсистем с целью расширения и облегчения трансграничного обмена газа с мягкой рыночной регуляцией цен.

Развитие европейской газовой инфраструктуры предусматривает совокупность представленных альтернатив газовых поставок различного типа на базе нейтральных и независимых операторов. В качестве примера можно привести компанию Gassco AS, управляющую значительной частью норвежской газовой инфраструктуры, в ее задачи входит обеспечение эффективного использования ресурсов на норвежском континентальном шельфе.

Прозрачность европейской газовой системы обеспечивается за счет образования операторов с активами, принадлежащим нескольким странам, например, акционерами Gassled, дочерней компании Gassco AS, являются:

Petoro 45,793%;
Statoil 28,480%;
Total 6,102%,
ExxonMobil 8,036%;
Shell 5,006%;
Norsea Gas 2,261%,
ConocoPhillips 1,678%,
EniNorge 1,276%;
DONG 0,983%;
GDF SUEZ 0,304%;
RWE Dea 0,081 %
.

Притом, что длина норвежской ГТС составляет всего 7800 км, ее пропускная способность соизмерима с мощностью Украинской ГТС и составляет 120 млрд. куб. м. Кроме того, в своем составе норвежская инфраструктура имеет самый длинный морской газопровод в мире и целую систему LNG-терминалов.

Большинство стран ЕС не рассматривает свои газотранспортные системы как элементы политического регулирования, как это практикует Украина и Белоруссия. В настоящий момент европейским сообществом приветствуются только кооперативные стратегии взаимодействия, поэтому политика российского «Газпрома» как жесткого монополиста, диктующего цены, заставляет европейцев искать альтернативу российскому газу: строить свои независимые газовые магистрали, соединяющие месторождения с потребителями, расширять LNG-инфраструктуру, увеличивать свою газодобычу.

Столь необходимая альтернатива российскому газу не заставила себя ждать. На роль подобной альтернативы в краткосрочной перспективе претендует сжиженный газ, в долгосрочной перспективе — сланцевый газ. Можно даже утверждать, что появление товара-заменителя на газовом рынке в столь ранней перспективе большей частью было спровоцировано ОАО «Газпром» и восточно-европейскими странами, разделившими между собой газотранспортную систему СССР, которые выбрали политику антагониста европейской энергетической системе. Существенные сланцевые запасы газа найдены на европейской территории, что позволяет говорить о будущей энергетической независимости ЕС, прежде всего, от России.

Технология добычи сланцевого газа уже существует на протяжении 100 лет. Её актуальность была признана в результате устойчивого увеличения спроса, недостатка ресурса и, соответственно, увеличения стоимости природного газа, добываемого традиционным путем. Себестоимость добычи сланцевого газа по данным разных компаний колеблется в промежутке 100-283 USD за 1000 м3, поэтому добыча газа из сланца при повышении цен на газ имеет чисто экономические причины.

Первой страной, использовавшей у себя потенциал добычи сланцевого газа, стали США, которые не только нарушили планы ОАО «Газпром» на диверсификацию газового рынка Северной Америки за счет запасов нового Штокмановского месторождения, но и в 2009 году забрали у России пальму первенства крупнейшего мирового газодобытчика.

В результате этих событий в Европе произошли существенные, но не координальные изменения рынка. Например, сжиженный газ Катара (объем экспорта к 2012 году прогнозируется до 100 млрд. куб. м), прежде поставляемый в США, был переориентирован на Европу, в результате переизбыток предложения сформировал эффективный спотовый рынок, который уже оказывает значительное влияние на регуляцию газовых цен в Европе.

В настоящий момент эксперимент с добычей сланцевого газа проводится в Европе, надеющейся повторить опыт США. Потенциальные возможности сланцевого газа как энергоресурса являются предметом спора многих экспертов, которые пытаются прогнозировать ситуацию на рынке газа.

Технология добычи сланцевого газа

Сланцевый газ является разновидностью природного газа, образовавшегося в недрах земли в результате анаэробных химических процессов (процессов разложения органических веществ). Известно, что газ может находиться в трех состояниях: газообразном состоянии; искусственно сжиженном состоянии; в виде природных кристаллических газогидратов. В недрах земли газ может быть сконцентрирован в следующих качествах: в виде скоплений метана в угольных пластах, газовых образованиях в пластовых условиях, попутного газа (смесь пропана и бутана) с месторождениями нефти, в толще жестких песков, в сланцевых пластах, а также в виде кристаллических газогидратов в толще морского дна. Природный газ в свою очередь является смесью газов, большая их часть относится к метану, меньшая — к его гомологам, тяжелым углеводородам: этану, бутану, пропану. В состав природного газа также входят неуглеродные соединения: сероводород, водород, диоксид углерода, гелий, азот. Каждое месторождение имеет свой уникальный химический состав газа, наиболее ярко выраженными свойствами, вызывающими парниковый эффект, обладает метан.


Первая коммерческая добыча газа из сланцевого месторождения была осуществлена в 1821 году Вильямом Хартом на месторождении Fredonia (New York). В то же время промышленная добыча сланцевого газа в США связана с Томом Л.Уордом и Джорджем П. Митчелом и начата вначале 2000-х годов. Газовые отложения в сланце сконцентрированы в небольших газовых коллекторах, которые рассосредоточены по всему сланцевому пласту, притом, что сланцевые месторождения имеют огромную площадь, объемы газа зависят от толщины и площади сланцевого пласта.

Высокая себестоимость добытого газа из сланца первоначально была связана с тем, что для поиска бурились многочисленные вертикальные скважины, проводился гидроразрыв пласта и откачивался газ. Сочетание вертикального и горизонтального бурения начали использовать только с 1992 года. Первым экспериментально-промышленным газосланцевым месторождением стало Barnett Shale, находящееся в США в штате Техас, в 2002 году началось промышленное горизонтальное бурение компаниями Devon Energy и Chesapeake Energy. Применение горизонтального бурения значительно сократило себестоимость добытого газа.

Современная технология добычи сланцевого газа подразумевает бурение одной вертикальной скважины и нескольких горизонтальных скважин длиной до 2-3-х км. В пробуренные скважины закачивается смесь воды, песка и химикатов, в результате гидроудара разрушаются стенки газовых коллекторов, и весь доступный газ откачивается на поверхность. Процесс горизонтального бурения проводится посредством инновационной методики сейсмического моделирования 3D GEO, которая предполагает сочетание геологических исследований и картирования с компьютерной обработкой данных, включая визуализацию. При бурении горизонтальной скважины важно соблюдать правила бурения, к чему относится, например, выбор правильного угла бурения, соответствующего углу наклона сланцевого пласта. Скважина должна пролегать сугубо в толще сланцевого пласта на достаточном расстоянии от его границ, в противном случае метан мигрирует через трещины и другие отверстия в верхний слой осадочных пород.Газовые коллекторы в сланцевом пласте также имеют свои отличия и сконцентрированы в виде:

в порах сланца аналогично хранению газа в плотном песке;
скоплений возле источника органических веществ подобно метану в угольных пластах, однако в таком состоянии газ сильно поглощается органическими соединениями;
скоплений в природных переломах.

Как и в других газовых месторождениях, газ естественно мигрирует из области высокого давления в область низкого давления, поэтому технология газодобычи основана на создании областей с переменным давлением. Используется: горизонтальное бурение с мультиотводами на одной глубине, а также многоступенчатые горизонтальные скважиныс длиной горизонтального отвода до 2-х км.

Теоретическая база технологии гидроразрыва пласта была разработана в 1953 году академиком С.А. Христиановичем совместно с Ю.П. Желтовым в Институте нефти АН СССР. Первые экспериментальные разработки в области газодобычи из сланца начали проводиться компанией Mitchell Energy&Development во главе с Джорджем П. Митчеллом с 1980 года в США. Эта компания в 2001 году была куплена Devon Energy за 3,5 млрд. долларов. Полигоном для испытаний технологии горизонтального бурения Джоржем Митчелом стало месторождение Barnett Shale. В этом направлении с 1989 г. работал также Том Л. Уорд и его компания Chesapeake Energy. Для разработки эффективной технологии горизонтального бурения с гидроразрывом пласта понадобилось около 20 лет экспериментов. В настоящий момент Chesapeake Energy разрабатывает месторождения в Barnett Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Haynesville Shale.


Опыт добычи в американских сланцевых бассейнах показывает, что каждое сланцевое месторождение требует индивидуального научного подхода и имеет совершенно уникальные геологические особенности, характеристики эксплуатации, а также существенные проблемы добычи. В США существует добровольная организация, называемая Комитет разработок газовых месторождений (Potential Gas Committee), которая состоит из специалистов в области сланцевой добычи. В 2009 году этой организацией был выпушен комплексный отчет об объемах газовых ресурсов в сланцевых залежах США, которые составили 51,9 трилл. куб. м. Министерство энергетики США в своем отчете предполагает в ближайшие годы повышение добычи сланцевого газа до 113 млрд. куб.м. При этом Межштатная ассоциация поставщиков природного газа США (INGAA) отмечает, что прогнозируемые объемы газодобычи могут быть достигнуты только при условии получения разрешений на бурение в перспективных районах, прозрачного процесса получения лицензий, а также высоких цен и наличия спроса на добытый газ.

Качественным показателем газовой эффективности сланца является содержание керогена, то есть углеродсодержащей органики. К наиболее термически зрелым сланцам относят месторождения «сухого газа» с керогеном, относящимся к типу III, которые имеются в Haynesville Shale, менее термически зрелые месторождения, относящиеся к типу II, образующими влажный конденсат, будут давать газ с примесями конденсата, что характерно для Eagle Ford Shale. Менее зрелые сланцы с керогеном типа I являются нефтеносными, то есть содержащими нефть в сланцевых депозитах, к таким месторождениям относится Bakken Shale в Северной Дакоте. При оценке месторождений нужно понимать, что объем доступного газа в сланцевом слое прямо пропорционален толщине сланца. Очевидно, что наиболее выгодными являются толстые и термически-зрелые сланцы. Как правило, они относятся к палеозойской и мезозойской эрам, в частности, к пермскому, девонскому, ордовикскому и силурийскому периодам.

Существует целый набор геохимических параметров, которые обуславливают условия добычи сланцевого газа, а, соответственно, определяют себестоимость и стоимость результирующего продукта. Прежде всего, существенно влияет на себестоимость добычи содержание глины в жестких песках, которая поглощает энергию гидроразрыва, что требует увеличения объема используемых химикатов. Каждое месторождение имеет уникальный объем диоксида серы, поэтому, чем ниже этот показатель, тем выше цена реализации газа.

Наиболее выгодными считаются «хрупкие» сланцы с большим содержанием диоксида кремния, эти месторождения содержат естественные переломы и трещины. Одна из причин, что месторождение Barnett Shale является продуктивным, связана с высоким содержанием кварца в сланце — 29-38%, порода сланца в Barnett Shale очень хрупкая, поэтому требуется меньшая мощность гидроразрыва.

Наиболее сложным для бурения в США считается месторождение Haynesville Shale, оно отличается высоким давлением в породах, а также его значительными скачками. При глубине бурения 3200-4100 м давление составляет 675 атмосфер при температуре более 150C. Такие условия бурения бросают вызов лучшим инженерам. Горизонтальные скважины имеют длину до 1500 м, добыча газа требует более мощных гидроразрывов.


Технология добычи сланцевого газа, как любая промышленная технология, подразумевает позитивные и негативные стороны. К позитивным моментам можно отнести:

существовало мнение, что разработку сланцевых месторождений с использованием глубинного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах можно проводить в густозаселенных районах, единственной проблемой будет использование тяжелого транспорта;
значительные сланцевые месторождения газа находятся в непосредственной близости от конечных потребителей;
существовало мнение, что добыча сланцевого газа происходит без потери парниковых газов.
Однако после 10 лет эксплуатации скважин в Barnett Shale, Fayetteville Shale,Marcellus Shale, Haynesville Shale можно выделить следующие проблемы:

технология гидроразрыва пласта требует крупных запасов воды вблизи месторождений, для одного гидроразрыва используется смесь воды (7500 тонн), песка и химикатов. В результате вблизи месторождений скапливаются значительные объемы отработанной загрязненной воды, которая не утилизируется добытчиками с соблюдением экологических норм;
как показывает опыт разработки Barnett Shale, сланцевые скважины имеют гораздо меньший срок эксплуатации, чем скважины обычного природного газа;
формулы химического коктейля для гидроразрыва в компаниях, добывающих сланцевый газ, являются конфиденциальными. По отчетам экологов добыча сланцевого газа приводит к значительному загрязнению грунтовых вод толуолом, бензолом, диметилбензолом, этилбензолом, мышьяком и др. Некоторые компании используют соляно-кислотный раствор, загущенный с помощью полимера, для одной операции гидроразрыва используется 80-300 тонн химикатов;
при добыче сланцевого газа имеются значительные потери метана, что приводит к усилению парникового эффекта;
добыча сланцевого газа рентабельна только при наличии спроса и высоких цен на газ.
Химическая смесь компании Halliburton составляет около 1,53% от общего раствора и включает: соляную кислоту, формальдегид, уксусный ангидрид, пропаргиловый и метиловые спирты, хлорид аммония. Компания Chesapeake Energy использует свой состав химической смеси, но её объем в гидрорастворе гораздо меньше — 0,5%. В целом, газодобывающими компаниями для добычи газа используется около 85 токсичных веществ, некоторые из них имеют следующее предназначение:

соляная кислота способствует растворению минералов;
этиленгликоль противостоит отложениям на внутренних стенках труб;
изопропиловый спирт, гуаровая камедь и борная кислота используются в качестве загустителей и веществ, поддерживающих вязкость;
глютаральдегид и формамид противостоит коррозии;
нефть в лёгких фракциях используется для снижения трения;
пероксодисульфат аммония противостоит распаду гуаровой камеди;
хлорид калия препятствует химическим реакциям между жидкостью и грунтом;
карбонат натрия или калия — для поддержки баланса кислот.
В настоящий момент наносимый вред экологии региона сланцевого бассейна в Пенсильвании носит характер экологической катастрофы. Именно экологическая проблема наряду с использованием большого количества воды для осуществления гидроразрыва является наиболее острой для развития сланцевой добычи в густонаселенных районах. Несмотря на то, что гидроразрывы проводятся гораздо ниже уровня грунтовых вод, токсичными веществами заражен почвенный слой, грунтовые воды и воздух. Это происходит за счет просачивания химических веществ через трещины, образовавшиеся в толще осадочных пород, в поверхностные слои почвы. В некоторых районах Пенсильвании в колодцах можно поджечь воду. В результате действий экологов согласно Закону о чистой воде США от 2005 года вышло предписание для всех газодобывающих компаний из сланцевых месторождений раскрыть формулу химических коктейлей, а также снизить химическую нагрузку на экологию региона.

Также отметим, что наиболее успешные сланцевые месторождения относятся к палеозойской и мезозойской эре, имеют высокий уровень гамма-излучения, который коррелирует с термической зрелостью сланцевого месторождения. В результате гидроразрыва радиация попадает в верхний слой осадочных пород, в районах сланцевой добычи газа наблюдается повышение радиационного фона.

В 2010 году режиссер Джош Фокс выпустил документальный фильм GasLand, посвященный экологическим проблемам сланцевой добычи в Пенсильвании. Этот фильм стал отправной точкой для многих экологических исследований.


Центр Tyndall Манчестерского университета в Великобритании опубликовал отчет о своих исследованиях, которые подтвердили факты, освященные Джошем Фоксом. Многие газовые компании в Великобритании инициировали процессы добычи сланцевого газа на побережье Северо-Западной Англии.Отчет поднимает серьезные вопросы об экологическом риске и здоровье человека. Кроме того, предполагается, что гидроразрывы привели к возникновению двух небольших землетрясений в Ланкшире. Отмечается, что Великобритания имеет высокую плотность населения, поэтому газовые скважины будут находиться вблизи населенных пунктов, где с высокой степенью вероятности будут загрязнены колодцы. Также значительное беспокойству населению будет причинено за счет использования тяжелого транспорта, необходимого для работы скважины. Данный отчет может стать причиной наложения моратория на добычу сланцевого газа в Великобритании.

1 сентября 2011 года в Брюсселе опубликован отчет последних исследований Агентства по охране окружающей среды США. В результате приведены неоспоримые факты, что выбросы парниковых газов при добыче сланцевого газа больше, чем у угля, нефти и обычного газа, общий объем потерь метана при добыче газа составляет 3,6-7,9%.

Исследования подчеркивают необходимость дальнейшего усовершенствования технологии добычи сланцевого газа с целью контроля выбросов метана, загрязнения почвы и грунтовых вод, учитывая высокий уровень неопределенности в оценочных цифрах. К сожалению, на фоне картины истощения традиционных запасов газа сланцевый газ не сможет стать в ближайшее время достойной альтернативой природному газу, так как не соответствует современным экологическим требованиям к энергоресурсу. Перспективы крупной добычи сланцевого газа в настоящее время имеются только в слабозаселенных районах и в странах, которые согласны на снижение экологической безопасности.


Карта месторождений сланцевого газа в мире, перспективы разработки месторождений


По оценкам специалистов залежи сланцевого газа в недра земли огромны, но оценка запасов считается условной и отличается в зависимости от метода оценки. Таким же спорным вопросом считается версия о возобновляемости сланцевого газа, связанная с гипотезой о водородной дегазации Земли. По этой гипотезе, метан в сланцах образуется постоянно, начиная с глубокой древности до современности, в связи с реакцией водорода, поднимающегося из глубин земли, с керогеном — органикой сланцев.


С учетом вышеприведенных фактов, учитывая негативные факторы, связанные с несовершенной технологией добычи и загрязнением окружающей среды, сланцевый газ все равно является наиболее перспективным энергоресурсом в долгосрочной перспективе. Общий объем сланцевого газа в течение прошедших 10 лет все эксперты оценивали в 456 трлн. куб. м, опираясь на работу немецкого эксперта Ганса-Холегра Рогнера, хотя сам автор считал эти цифры гипотетическими. По данным годового отчета EnergyInformationAdministration (EIA), объем запасов сланцевого газа США на 2011 год составляет 72 трлн. куб. м, из них технически-извлекаемые запасы — 24 трлн. куб.м. По их оценкам мировой объем сланцевого газа превышает 187 трлн. куб.м. В то же время по данным Международного энергетического агентства (МЭА) на основании исследований Cedigaz нетрадиционные запасы газа составляют всего 4% от доказанных запасов природного газа. Мнения экспертов по отношению к оценке мировых запасов сланцевого газа и перспектив развития этого направления диаметрально противоположные.

В докладе заместителя директора Института энергетической стратегии РФ Алексея Громова в январе 2011 года были названы следующие цифры прогноза добычи сланцевого газа в мире: по оценкам IHS CERA, к 2018 году объем добычи сланцевого газа составит 180 млрд. куб. м в год, по оценке East European Gas Analysis, уже в 2015 году добыча в США составит 180 млрд. куб. м в год, согласно прогнозу МЭА, добыча сланцевого газа в США к 2030 году будет не более 150 млрд. куб. м в год.

Мировые запасы технически-извлекаемого сланцевого газа по странам,источник
Регион/странаОбъем импорта/(экспорта) природного газа (от потребления)1Доказанные запасы природного газа, млрд. куб. м2Технически извлекаемые запасы сланцевого газа, млрд. куб. м
Европа
Франция98%5,63056
Германия84%175,5226
Нидерланды(62%)1386481
Норвегия(2156%)20372348
Великобритания33%254,7566
Дания(91%)59,4651
Швеция100%-1160
Польша64%164,15292
Турция98%5,66425
Украина54%1103,71188
Литва100%-113
Другие(3)50%76,6537
Северная Америка
США10%771224395
Канада(87%)175510980
Мексика18%33919272
Азия
Китай5%302836082
Индия24%10721782
Пакистан-840,51443
Австралия(52%)331311206
Африка
ЮАР63%-13725
Ливия(165%)15488207
Тунис26%65509
Алжир(183%)45006537
Марокко90%2,8311
Другие2,8198
Южная Америка
Венесуэла9%5062311
Колумбия(21%)56,6537
Аргентина4%379,221904
Бразилия45%3656395
Чили52%28011811
Уругвай100%-595
Парагвай--1754
Боливия(346%)7501358
Всего-36054187402


1 Данные на 8 марта 2011 года, Международная энергетическая статистика

2 Доказанные запасы газа журнал «Oil and Gas Journal», от 6 декабря 2010, стр. 46-49

3 Данные из годового отчета EIA 2011 года


Основные промышленно-разрабатываемые газосланцевые месторождения сосредоточены в США. В настоящий момент комплексная оценка месторождений сланцевого газа по 48 штатам США дает возможность ориентироваться по версиям разных агентств на объем доказанных технически-извлекаемых месторожденийот 7,1 до 24,4 трлн. куб. м. Ведется разведка месторождений в Канаде, Европе, Австралии, Израиле, а также других странах. Наиболее активные действия в области разведки сланцевого газа наблюдаются в тех странах, которые не имеют достаточных запасов собственного природного газа. Основными поставщиками газа в Северной Америке следующие месторождения.


Barnett Shale (Техас). Первое месторождение сланцевого газа в США, которое использовалось как полигон для испытаний технологии. Геологическое картирование региона произведено еще в начале 20 века. Толщина сланцевого слоя богатого керогеном типа III (40% -60%) Barnett Shale составляет 90-150 м, глубина расположения сланцевого слоя — 1800-2700 м. Barnett Shale является геологическим образованием, расположенным в изгибе Arch-Fort Worth бассейна в осадочных породах реки Миссисипи, возраст месторождения 354-323 млн. лет, так как оно относится к пермскому и девонскому периодам. Прогнозируемые объемы месторождения по версиям различных экспертов весьма противоречивые и достигают 850 млрд. куб. м. Текущая добыча составляет 57 млрд. куб. м в год. Общая площадь бассейна около 13 тыс. м2. В Barnett Shale была найдена также нефть, но в гораздо меньших объемах, чем требует коммерческая разработка. Разработка месторождения усложнена из-за близкого расположения мегаполиса Dallas-Fort Worth Metroplex, в настоящее время запрещено бурение в районе природных парков. Основные операторы Barnett Shale — EOG Resources, Gulftex Operating, Inc, and Devon Energy, подчеркивают, что месторождение имеет сложную геологическую структуру, которая значительно усложняет бурение. В хорошо разведанном районе имеются хорошие скважины с достаточным объемом «сухого» газа без примесей конденсата. К опасным местам разработки относят тектонические разломы и районы карстового рельефа из-за многочисленных естественных известняковых пещер. Для снижения рисков используется технология 3D GEO.

Woodford Shale (Оклахома). Технически месторождение содержит кероген типа II с высокой термической зрелостью месторождения, относится к палеозойской эре. Woodford Shale является более сложным для бурения районом. Однако Woodford Shale имеет богатые керогеном сланцевые залежи (60%-80%) с толщиной слоя сланца 15-91 м. Вертикальные скважины в настоящий момент достигли глубины 3300 м с боковыми скважинами до 3657 м. Применятся основная методика бурения с мультиотводами.

Haynesville Shale (Северная и Восточная Луизиана, Техас). Месторождение относится к юрскому периоду (151 до 157 млн. лет), для сланцевого слоя характерно высокое давление и высокая температура сланцев, толщина сланцевого слоя колеблется 61-73 м, содержание керогена до 40%, используются глубокие вертикальные скважины 3200-4140 м. Общая площадь месторождения составляет 9 тыс. кв.м. Успех месторождения связан с необычным строением сланцевого пласта с высокой степенью проницаемости, что обусловило скопление газа в резервуарах с низким давлением, также для сланцевого слоя характерно наличие вертикальных трещин. Бурение дает разные результаты.

Fayetteville Shale (Арканзас). Относится к древнему бассейну Миссисипи, содержание керогена в сланце составляет 20%-60%, толщина сланцевого слоя 60-75 м. Глубина залегания сланца предполагает бурение скважин от 3000 м и до 4000 м глубиной. Геологическое образование находится глубже в районах ближе к Мексиканскому заливу. Ресурс этого месторождения гораздо ниже, чем других мест.

Marcellus Shale (штат Пенсильвания, Западная Виржиния, Нью-Йорк и Мэриленд). Данное сланцевое месторождение оценивается как наиболее перспективное после Barnett Shale. Это связано также с тем, что на северо-востоке США более высокая цена на газ. Месторождение относится к палеозойской эре (240-400 млн. лет). Первое геологическое картирование проведено в 1836 году. Глубины месторождения составляют 1200-2600 м, толщина сланцевого слоя 7-275 м. Для месторождения характерны тектонические разломы и нормальное давление в сланцевом слое с содержанием керогена до 40%-60%. В данном районе более экономичные вертикальные скважины за счет малых глубин. Marcellus Shale имеет богатые урановые месторождения. К характеристикам Marcellus Shale можно отнести отсутствие дорожной инфраструктуры и удаленное расположение от густо заселенной местности.

Eagle Ford Shale (Южный Техас). Относится к меловому периоду (145 млн. лет). В данном районе добывается нефть и газ. В данный момент нефть добывается из 4-х нефтяных скважин, которые дают 170-250 баррелей нефти в день, дополнительно компанией Petro Hawk добывается газа около 2830 куб. м в день, мощность нефтяных скважин составляет 200-400 баррелей в день. Глубина сланцевого слоя в этом районе — 3000-3350 м, толщина — 60-76 м, сланец содержит до 70% керогена. По данным Euro Gas этот сланцевый бассейн считается лучшим в США и аналогом сланцевого бассейна силурийского периода в Польше и Западной Украине (возраст 443 млн. лет).

Bakken Shale (Северная Дакота). Относится к девонскому периоду (416 млн. лет), для этого района характерны нефтесодержащие сланцы с разным давлением. Толщина сланцевого слоя составляет 30-90 м. Содержание керогена достигает 30%. Этот район используется для нефтедобычи. Глубина вертикальных скважин составляет 2400-3000 м.

Также нужно привести данные о содержании органического углерода в толще сланцевых месторождений США, показатель ТОС:

МесторождениеТОС, %Количество качественных скважин
BarnettShale3,5-862
EagleFordShale2-6,5нет данных
FayettevilleShale2-846
HaynesvilleShale3-592
MarcellusShale2-1017
WoodfordShale3-1023

http://pronedra.ru/gas/2011/12/23/slancevyj-gaz/