«НЕТРАДИЦИОННЫЙ ГАЗ КАК ФАКТОР РЕГИОНАЛИЗАЦИИ ГАЗОВЫХ РЫНКОВ МОСКВА 2013 УДК 622.324 ББК 31.354 ISBN 978-5-98908-109-7 Мастепанов А.М., Степанов А.Д., Горевалов С.В., Белогорьев А.М.; Нетрадиционный газ как фактор ...»

Институт энергетической стратегии

(ЗАО «ГУ ИЭС»)

Институт проблем нефти и газа РАН

Экспертно-консультационный центр

«Мировая энергетика»

НЕТРАДИЦИОННЫЙ ГАЗ КАК ФАКТОР

РЕГИОНАЛИЗАЦИИ ГАЗОВЫХ РЫНКОВ

МОСКВА

2013

УДК 622.324

ББК 31.354

ISBN 978-5-98908-109-7

Мастепанов А.М., Степанов А.Д., Горевалов С.В., Белогорьев А.М.;

Нетрадиционный газ как фактор регионализации газовых рынков/ под общ. ред. д.э.н. А.М. Мастепанова и к.г.н., доц. А.И. Громова – М.:

ИЦ «Энергия», 2013. – 128 с.

В издании представлен комплексный анализ текущего положения и перспектив мировой добычи нетрадиционного газа в контексте общего развития энергетики, энергетической регионализации и технологической глобализации. При этом авторы исходят из более широкого, чем принято обычно, понимания термина «нетрадиционный газ», включая в него наряду со сланцевым газом, газом плотных пород, угольным метаном и газогидратами, также биогаз.

Основными задачами работы являются демонстрация особенностей добычи (производства) каждого из рассмотренных видов нетрадиционного газа и выявление основных факторов, определяющих процесс их развития.

Отдельно проведена оценка перспектив развития сланцевого газа как наиболее динамично развивающегося из всех видов нетрадиционного газа не только с экономической точки зрения, но и со стороны энергетической рентабельности его добычи. Подобный подход позволяет получить ответ на вопрос, оправдана ли добыча сланцевого газа с точки зрения затрачиваемой на этот процесс энергии и обладает ли сланцевый газ долгосрочным потенциалом наращивания добычи.

Издание предназначено для экономистов, специализирующихся на развитии мирового и отечественного газового рынков, преподавателей и студентов экономических факультетов и всех интересующихся эволюцией мирового рынка газа и тенденциями развития мировой энергетики.

Рецензенты: член-корр. РАН, д.э.н., проф. Е.А. Телегина к.э.н., доц. Т.А. Митрова.

Монография рекомендована к изданию Ученым советом Института энергетической стратегии Авторы, ISBN 978-5-98908-109- ЗАО «ГУ ИЭС», ЭКЦ «Мировая энергетика»

Содержание Введение

Глава 1. Некоторые сравнительные оценки традиционных и нетрадиционных источников углеводородов

Глава 2. Особенности добычи и производства нетрадиционного газа

Глава 3. Региональное распределение ресурсов и доказанных запасов нетрадиционного газа

3.1. Сланцевый газ

3.2. Угольный метан

3.3. Газ плотных пород

3.4. Газовые гидраты

3.5. Проблема адекватности существующих оценок ресурсов и доказанных запасов нетрадиционного газа

Глава 4. Текущее состояние и себестоимость добычи нетрадиционного газа

4.1. Сланцевый газ

4.2. Газ плотных пород

4.3. Угольный метан

4.4. Биогаз

Глава 5. Энергетическая рентабельность добычи сланцевого газа (на примере США)

Заключение

Литература

ВВЕДЕНИЕ

В последние годы в мировой энергетике достаточно четко стала проявляться тенденция формирования устойчивого симбиоза технологической глобализации и ресурсной регионализации, причем возрастающую роль в этих процессах играют нетрадиционные виды и источники углеводородов.

Под ресурсной регионализацией подразумевается процесс формирования относительно замкнутых региональных энергетических рынков, основанных на использовании преимущественно внутрирегиональных энергоресурсов, за счет чего в значительной мере достигается сокращение зависимости от энергетических поставок из других регионов. В основе ресурсной регионализации лежит процесс технологической глобализации, которая заключается в быстром распространении новых технологий в ключевых регионах мира. На базе доступности этих новых технологий становится возможным переход к относительной энергетической самообеспеченности регионов – ключевых импортеров энергоносителей.

Технологическая глобализация вызывает усиление конкуренции и рост востребованности новых энергетических технологий, в основе чего лежит расширение их глобального трансферта1. Этот процесс, в свою очередь, обеспечивает постепенную трансформацию мирового рынка энергетического сырья в рынок энергетических услуг и технологий.

Для разных стран регионализация имеет различную энергосырьевую природу (таблица). В США это, прежде всего, добыча природного газа плотных коллекторов (низкопроницаемых формаций), сланцевого газа и сланцевой нефти. В Канаде активно развивается добыча битуминозных песков Атабаски, кроме того также наращивается добыча нетрадиционного газа. В Европе ставка, прежде всего, делается на ВИЭ; в более отдаленной перспективе возможно также локальное развитие добычи сланцевого газа. Большие перспективы развития добычи нетрадиционного газа существуют в Китае, где в промышленных масштабах уже ведется добыча угольного метана и производство биогаза, делаются пробные попытки освоения добычи газа из сланцев. В Японии, бедной другими нетрадиционными (как и традиционными) видами энергии, работают два экспериментальных завода по добыче газа из морских газогидратов.

Трансферт (от фр. «transfert») или трансфер (от лат. «transferre») – движение технологии с использованием каких-либо информационных каналов от одного ее индивидуального или коллективного носителя к другому (по Д.В. Гибсону).

Развитие добычи углеводородов из нетрадиционных источников и возобновляемой энергетики, ставшее технически возможным и экономически целесообразным в результате разработки и применения новых технологий и технических решений, в свою очередь сопровождается необходимостью использования еще более новых и более сложных технологических решений. При этом создание новых энергетических технологий отличается региональной неравномерностью и высокой степенью концентрации в отдельных странах.

Основные центры ресурсной регионализации в мире США и Канада Нетрадиционные источники углеводородов: в Бразилия, Венесуэла ВИЭ и глубоководная нефть в Бразилии, тяжелая Япония Атомная энергетика нового поколения, ВИЭ (прежде всего солнечная генерация), газогидраты Ближний Восток Традиционные ресурсы нефти и газа Источник: ИЭС.

В свете этого возникает необходимость их глобального трансферта (движения в направлении технологической глобализации).

Особое место в процессах регионализации и технологической глобализации занимает так называемый нетрадиционный газ2 (сланцевый газ, газ плотных коллекторов, метан угольных пластов, биогаз, газогидраты и др.), который буквально в считанные годы заявил о Международный газовый союз (IGU) сформулировал следующие критерии отнесения газовых залежей к нетрадиционным:

• Геологические: газ является нетрадиционным, если находится в залежи не в свободном (газообразном) состоянии, а в иной форме (сорбированной, гидратной, водорастворенной), а также если газ содержится в низкопроницаемых (обычно менее 1 мД) коллекторах.

• Технологические: залежь можно рассматривать как нетрадиционную, если технология промышленной добычи газа не определена.

• Экономические: стоимость добычи нетрадиционного газа (включая транспортные издержки) превышает цену на газ.

себе как об одном из основных перспективных источников мирового энергообеспечения. Соответственно нарастает и глобальный трансферт технологий добычи нетрадиционного газа, в первую очередь, от США, в другие регионы мира (рисунок).

Основными направлениями трансферта технологий добычи нетрадиционного газа являются Китай, Европа, Аргентина и Мексика.

Именно в этих регионах на сегодняшний день отмечается наиболее высокий интерес к нетрадиционному газу. При этом основными механизмами трансферта технологий, особенно в развивающиеся страны, являются привлечение иностранных компаний-лицензиаров подобных технологий либо компаний, обладающих опытом добычи нетрадиционного газа. Как правило, это выражается в создании совместных предприятий.

По этому пути идет, в частности, Китай, где в соответствии с местным законодательством иностранные компании не могут самостоятельно вести поисково-разведочные работы и добычу нефти и природного газа (в том числе сланцевого). Поэтому в Китае широкое распространение получили различные формы совместных предприятий, в том числе и на условиях раздела продукции. По такому принципу в Китае в области добычи газа из нетрадиционных источИсточник: ИЭС.

Основные центры развития добычи и производства нетрадиционного газа в мире и направления трансферта технологий добычи сланцевого газа ников работают сейчас десятки иностранных компаний, в том числе такие крупнейшие, как Шелл (Shell), ЭксонМобил (ExxonMobil), КонокоФиллипс (ConocoPhillips), Бритиш Петролеум (ВР) и др.

Кроме того, компании Китая непосредственно входят в сланцевые проекты на территории США. Так, в начале 2012 г. к разработке сланцевых пластов приступила китайская CNOOC, которая в октябре 2010 г. приобрела у пионера американской сланцевой добычи Chesapeake 33% долю в акционерном капитале. При этом условия договора предусматривают доступ CNOOC к технологиям по извлечению сланцевого газа.

Проблемам освоения нетрадиционных ресурсов газа в последние годы посвящено огромное количество как солидных научных работ, так и еще большее число различных комментариев со стороны специалистов, политиков и широкой общественности на страницах печатных и в электронных СМИ. Однако в подавляющем большинстве из них рассматриваются те или иные отдельные аспекты этой проблемы. В то же время такие вопросы, как роль нетрадиционного газа в формировании перспективного мирового энергетического баланса, в развитии основных газовых рынков и их регионализации, изучены, на наш взгляд, недостаточно. В представляемой читателю работе делается попытка восполнить этот пробел, исходя из того, что ресурсы нетрадиционного газа в обозримой перспективе останутся, в первую очередь, ресурсами локального (местного) энергопотребления.

Одновременно авторы постарались разобраться и в некоторых вопросах, связанных с экономической эффективностью освоения нетрадиционных ресурсов газа. Производство нетрадиционного газа ввиду объективных причин, в первую очередь – использования новых более дорогостоящих и более сложных технологических решений, может находиться на грани эффективности. При этом фактически можно выделить как собственно экономическую эффективность добычи, которая достаточно широко анализируется в научной литературе, так и ее энергетическую рентабельность (т.н. EROEI). По мнению авторов предлагаемого читателю исследования, условием долгосрочного развития добычи (производства) нетрадиционного газа является приемлемый уровень показателя EROEI. В частности, оценка и расчет этого показателя во многом позволяет найти ответ и на вопрос, является ли текущая «сланцевая революция» в США неким спекулятивным пузырем?

ГЛАВА 1. НЕКОТОРЫЕ СРАВНИТЕЛЬНЫЕ

ОЦЕНКИ ТРАДИЦИОННЫХ

И НЕТРАДИЦИОННЫХ ИСТОЧНИКОВ

УГЛЕВОДОРОДОВ

Оценки и прогнозы ведущих аналитических центров свидетельствуют, что углеводородные ресурсы в ближайшие десятилетия останутся основой мирового энергопотребления. Так, по последним оценкам ВР, в 2030 г. потребление нефти и газа в мире составит, соответственно, более 4430 и 4300 млн т н.э., а их доля в суммарном мировом энергопотреблении превысит 53%. Близкие цифры приводит и МЭА: согласно его последнему прогнозу, в 2035 г. в сценарии новых политик, объем потребления нефти составит 4645 млн т н.э., а природного газа – 3928 млн т н.э. Соответственно, их доля в общем потреблении энергии превысит 50,5%.

В то же время значительные изменения ожидаются непосредственно в структуре используемых углеводородов. Во второй половине ХХ века по мере развития нефтегазовой отрасли выявлялось все больше случаев нахождения и распространения залежей и месторождений нефти, газа и газового конденсата в сложных, необычных (нетрадиционных) условиях. К концу ХХ века углеводородные ресурсы целого ряда разновидностей нетрадиционных скоплений (таких, как газогидраты и тяжелые нефти, сланцевые газ и нефть, водорастворенные газы, газы плотных резервуаров) намного превысили ресурсы их традиционных аналогов, а начало XXI века ознаменовалось переходом к их широкому использованию. И хотя достоверные данные о величине ресурсов нетрадиционного углеводородного сырья отсутствуют, даже их оценка впечатляет.

Исходя из современного уровня знаний о Земле, о генезисе углеводородного сырья и закономерностях его размещения, общая картина величины и структуры углеводородных ресурсов может быть представлена в следующем виде рис. 1.1.

Как видно из этого графика, основная часть ресурсов углеводородного сырья приходится на так называемые нетрадиционные источники: метан угольных пластов; тяжелые нефти, нефтяные пески и природные битумы; нефть и газ в плотных формациях и низкопроницаемых коллекторах, включая сланцевую нефть и сланцевый газ;

водорастворенный газ и газовые гидраты.

Кроме того, практически пока не используется и значительная часть традиционных ресурсов нефти и газа, сосредоточенных, прежде всего, в глубоких горизонтах нефтегазоносных провинций на суше и на глубоководном морском шельфе, в Арктике и на Востоке России. То есть в тех районах, которые характеризуются либо экстремальными природно-климатическими условиями, либо сложными геологическими условиями залегания углеводородных ресурсов, требующих для эффективной и экологически безопасной разработки новых технологий и технических решений.

Источник: Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А.

Рис. 1.1. Геологические ресурсы углеводородов Однако надо отметить, что методологически четкого разграничения между понятиями «традиционные» (conventional) и «нетрадиционные» (unconventional) источники углеводородов нет. Поэтому, например, часть нефти и газа в плотных формациях и низкопроницаемых коллекторах (tight oil, tight gas) разные специалисты относят то к традиционным, то к нетрадиционным ресурсам. Более того, с 2010 г.

Министерство энергетики США использует уже «политкорректное»

название для газа из нетрадиционных источников: газ из коллекторов с низкой проницаемостью (lowpermeability reservoirs).

Присутствуют неопределенность и расхождения в используемой терминологии и тогда, когда речь заходит о нетрадиционной нефти.

Например, часто смешиваются такие понятия как «тяжелая» (heavy oil) и «ультратяжелая» нефть (ultra heavy oil), «сланцевая» нефть (shale oil) и нефть нефтяных сланцев (oil shale, то есть получаемая при переработке этих сланцев), «природные битумы» и «нефтеносные» или «битумные» песчаники (oil sands, tar sands). Одни авторы их различают, другие – нет, используя собирательное понятие «нетрадиционная нефть» либо нефть низкопроницаемых пород (tight oil или light tight oil).

Более того, даже термин «сланцевая нефть» зачастую используется для обозначения различных видов нефтяного сырья:

• во-первых, легкой нефти низкопроницаемых пород, добываемой методами мультистадийного гидроразрыва пласта;

• во-вторых, легких углеводородных фракций, получаемых посредством термического воздействия на твердые сланцевые породы с высоким содержанием керогена.

А некоторые специалисты используют обобщающий термин «нефть сланцевых плеев», который включает в себя оба вышеназванных вида сырья и характеризует нефть, получаемую различными методами на сланцевых плеях (бассейнах, месторождениях). Поэтому в специальной литературе только из-за одного этого фактора существует значительный разброс приводимых оценок и по величине тех или иных ресурсов, и по возможности их эффективной разработки. Аналогичная ситуация и с нетрадиционными ресурсами газа (рис. 1.2.).

Если исходить только из существующих представлений о наличии и объемах традиционных и нетрадиционных ресурсах углеводородов, принимая во внимание некую среднюю оценку их величины, а также из их территориального размещения, но оставляя в стороне вопросы Источник: Оценки ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Рис. 1.2. Мировые ресурсы газа нетрадиционных источников возможности и стоимости разработки, то к середине XXI века могла бы сформироваться примерно такая схема основных центров добычи нефти и газа мирового и межрегионального значения – рис. 1.3.

Источник: А.М. Мастепанов.

Рис. 1.3. Потенциально возможные центры добычи нефти и газа середины XXI века (мирового и межрегионального значения) В настоящее время нет не только методологически четкого разграничения между понятиями «традиционные» и «нетрадиционные»

источники углеводородов, но и общепризнанной классификации нетрадиционных ресурсов по степени доступности их использования, учитывающей состояние изученности, наличие апробированных технологий разработки, транспорта и использования, конкурентоспособность по сравнению с традиционными видами топлива и энергии.

Поэтому в целях дальнейшего анализа можно использовать следующую классификацию нетрадиционных ресурсов нефти и газа, предложенную российскими специалистами:

• первая группа – ресурсы первоочередные для освоения, для которых уже имеются промышленные технологии (тяжелая и высоковязкая нефть, природные битумы, нефть и газ, залегающие на глубинах более 4500 м и в низкопроницаемых породах, сланцевый газ и метан угольных пластов);

• вторая группа – ресурсы и объекты средней и долгосрочной перспективы, для которых уже разработаны либо разрабатываются опытно-промышленные технологии (сланцевая и матричная нефть, газогидраты);

• третья группа – потенциально возможные и гипотетические ресурсы, технологий использования которых пока не предложено (водорастворенные газы, газ газонасыщенных торфяников и др.).

Исходя из обеспеченности ресурсами и технологических ограничений, то есть, учитывая только первоочередные для освоения нетрадиционные ресурсы, а также традиционные ресурсы, для которых уже имеются апробированные технологии, схема основных центров добычи нефти и газа мирового и межрегионального значения, которая могла бы сформироваться через 20-30 лет, будет выглядеть уже по другому (рис. 1.4).

Источник: А.М. Мастепанов.

Рис. 1.4. Потенциально возможные центры добычи нефти и газа Но и эта схема – всего лишь гипотетическое предположение, поскольку она не учитывает стоимостные факторы, то есть величину издержек разработки тех или иных видов углеводородных ресурсов.

К настоящему времени целый ряд исследовательских центров и специалистов сделал свои оценки подобных затрат.

Так, например, согласно оценкам производственных издержек при добыче традиционного и нетрадиционного газа, сделанные в 2010 г.

KPMG по данным МЭА для условий США, основная часть этих ресурсов рентабельна для разработки при уровне издержек порядка 4-6 долл./ГДж, то есть 150-230 долл./тыс. м3. А большинство новых газовых залежей традиционного типа – при уровне издержек от до 190 долл./тыс. м3.

При всей спорности и всех различиях существующих оценок, общая тенденция все же прослеживается достаточно определенно, и показывает, что в перспективе ожидается ожесточенная конкурентная борьба как между различными источниками нефти и газа, так и районами их производства. Причем итоги этой борьбы предсказать достаточно трудно, поскольку, во-первых, стремительно снижаются издержки производства, связанные с добычей нефти и газа из нетрадиционных источников.

На рис. 1.5 представлена динамика изменения так называемых среднемировых «цен отсечения» (breakeven price) для проектов по добыче нефти на сланцевых месторождениях внутрипластовыми методами. Под ценами отсечения понимаются цены углеводородов на рынке, при которых проект по добыче становится экономически рентабельным. Цена отсечения включает в себя полные проектные издержки, включая все налоги, операционные и капитальные затраты, 15% рентабельность проекта, а также транспорт до магистрального трубопровода или другого объекта транспорта. Динамика однозначна.

Во-вторых, итоги борьбы между различными источниками нефти и газа потому предсказать трудно, что достаточно появиться двумтрем новым прорывным технологиям, и ожидаемая картина может Источник: ИНЭИ РАН, 2012.

Рис. 1.5. Динамика изменения среднемировых «цен отсечения»

для проектов по добыче нефти на сланцевых месторождениях поменяться самым кардинальным образом. Так, например, успешная апробация процесса разработки сланцев по технологии Israel Energy Initiatives (IEI), которая основана на применении внутрипластовых методов ретортинга без использования воды, в случае успеха проекта сможет к 2020 г. снять большую часть экологических ограничений для подобных проектов. В этом случае открывается возможность широкого тиражирования израильского опыта, и добыча сланцевой нефти может стать важным фактором всей мировой нефтедобычи.

Правда, необходимо отметить, что этот проект во многом является проектом геополитической спекуляции со всеми вытекающими из этого следствиями.

Однако хотя издержки производства, связанные с добычей нефти и газа из нетрадиционных источников, быстро снижаются, надо понимать, что для инициирования крупных новых проектов с использованием новых технологий цены на углеводороды должны быть достаточно высокими. Ведь именно высокие цены на нефть стали главным двигателем поиска новых технологий для добычи сланцевого газа, известного еще с 20-х годов XIX века. Высокие цены в первой половине 1970-х годов инициировали проекты по началу разработки нефтеносных песков в Атабаске, а падение цен в 1980-е годы на долгие годы заморозило эти проекты. По имеющимся оценкам, для того, чтобы новые нефтяные проекты были рентабельными в сложившихся налоговых условиях, мировые цены на нефть не должны опускаться ниже 80 долл./баррель. На рис. 1.6 приведены соответствующие оценки Goldman Sachs для нефтяной отрасли, сделанные в 2012 году.

Источник: Goldman Sachs 360 projects to change the World 2012.

Рис. 1.6. Цены, необходимые для достижения рентабельности Тем более что и для крупнейших стран-экспортеров углеводородов цена нефти, необходимая для бездефицитности их бюджета, колеблется в широком диапазоне от 30 долл./баррель. до 100 долл./ баррель. Даже для Норвегии она близка к 100 долл./баррель.

Говоря о стоимости энергии, надо понимать, что для потребителя важна конечная ее стоимость, то есть та цена, по которой он покупает тот или иной энергоресурс. В этом отношении нетрадиционные углеводороды, проигрывая в стоимости добычи, выигрывают в том, что они разрабатываются рядом с районами потребления при минимальных затратах на транспортировку.

Собственно говоря, именно отсутствие подобных затрат и делает нетрадиционные ресурсы конкурентоспособными. Но в этом – и основное ограничение развития индустрии нетрадиционного газа в современных условиях, которое обеспечивает такому газу роль фактора регионализации газовых рынков.

В конкурентном глобализирующемся мире в ближайшие годы и десятилетия будет происходить своеобразное соревнование технологий. И от того, какие из них быстрее выйдут на рынок – новые технологии производства новых энергоресурсов (такие, как разработка сланцевой нефти и газогидратов, использование энергии приливов и отливов, температурного градиента океана, термоядерный синтез и др.), или технологии, обеспечивающие эффективный транспорт традиционных энергоресурсов на большие расстояния (природного газа в гидратном состоянии, электроэнергии по криогенному кабелю и др.), будет зависеть мировой энергетический ландшафт середины XXI века. И, конечно же, судьба основных экспортеров энергоресурсов, в том числе и России.

Специалисты знают, что энергетика – очень капиталоемкая и инерционная отрасль. Проекты и решения, которые принимаются сейчас, будут работать минимум 30-40, а то и 50 лет. Так же как и те энергетические товары и услуги, которыми мы пользуемся сейчас, – это результат тех решений, которые принимались зачастую еще в середине прошлого века. Поэтому на лицах, которые наделены властью принимать решения о крупных проектах, лежит огромная ответственность.

Принимая подобные решения (долгосрочные – до 2050 г. – программы и дорожные карты), необходимо учитывать всю совокупность факторов, определяющих будущее энергопотребление, включая:

• факторы конкурентной среды на рынке энергоносителей (объем их запасов и/или ресурсов, экономические показатели и экологические последствия освоения);

• факторы долгосрочного сосуществования различных энергоносителей, включая неопределенность конкурентной среды на рынке энергоносителей и обеспечение надежности выбранного пути энергообеспечения;

• научно-технические факторы производства, транспорта, переработки и использования энергоресурсов.

И, конечно же, надо понимать, что могут появиться и какие-то новые, высокоэффективные технологии дальнего транспорта энергии, которые по-новому могут ответить на традиционный вопрос: «производить или импортировать»?

Итак, мы не знаем, каковы запасы нетрадиционных нефти и газа в разных странах; где, когда и при каких условиях их добыча будет рентабельной; каковы окажутся экономические, экологические и социальные последствия добычи.

Но мы знаем, технологии будут развиваться; все новые и новые ресурсы топлива будут вовлекаться в оборот; человечеству понадобятся и традиционные, и не традиционные углеводороды по приемлемым и для производителей, и для потребителей ценам. В связи с этим нужны совместные усилия по созданию новых эффективных и экологически чистых технологий и в производстве, и в транспорте, и в потреблении энергоресурсов.

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ

И ПРОИЗВОДСТВА НЕТРАДИЦИОННОГО ГАЗА

Сегодня термин «нетрадиционный газ» используется чаще всего в качестве понятия, объединяющего в себе те виды ископаемого природного газа, которые отличаются особыми геолого-физическими условиями залегания. Поэтому для представления их типовой структуры и понимания их специфических особенностей целесообразно рассмотреть процесс формирования месторождений природного газа.

В осадочном чехле имеются различные типы пород: некоторые, пропускающие через себя газы и жидкости, выступают коллекторами, другие, наоборот, непроницаемые, и выступают покрышками, а третьи могут содержать в себе органическое вещество, которое при определенных термобарических условиях преобразуются в углеводороды.

Последний вид пород также называют нефтематеринскими породами (они представлены главным образом глинистыми сланцами).

В свою очередь в процессе трансформации органического вещества в углеводороды последние увеличиваются в объеме, создавая тем самым трещины в нефтематеринских породах. По этим трещинам углеводороды просачиваются в коллекторские породы, где и начинают движение к земной поверхности под воздействием давления (рис. 2.1).

Источник: Асаулов С. «Неправильный» газ // Твоя компания, 2011 г. ноябрь.

Рис. 2.1. Концептуальная схема образования традиционных Если в ходе этого движения углеводороды упираются в покрышки, то формируются месторождения традиционного газа, в которых концентрируется лишь часть сгенерированного объема нефти и газа.

Остальная часть углеводородов либо рассеивается на путях миграции от нефтематеринских пород к коллекторам, либо выходит на поверхность, либо образует нетрадиционные скопления углеводородов, которые в свою очередь в контексте месторождений природного газа можно разделить на три вида.

Сланцевый газ (shale gas) – это газ, сгенерированный нефтематеринской породой и который не мигрировал за ее пределы. Он содержится в микротрещинах и микропустотах нефтематеринских пород. Ввиду значительной мощности (несколько десятков метров) и площади распространения (тысячи квадратных километров) нефтематеринских пород, этот газ может образовывать очень большие по объемам ресурсов скопления, которые сконцентрированы в единой глинистой толще.

Сам сланец – это осадочная горная порода, состоящая из глинистых (главным образом различных гидрослюд, хлоритов и др.) и неглинистых минералов, частички которых обычно ориентированы строго параллельно. По сравнению с песчаником, сланец состоит из гораздо более мелких, более плотно упакованных частиц, с куда меньшей пористостью и худшей связностью пор между собой. Для того чтобы образовалось газовое месторождение в песчанике, нужно, чтобы этот песчаник сложился в определенную форму-линзу, чтобы он был покрыт породой-изолятором, к которому будет ход из материнской породы. А характерной особенностью сланцев является то, что они выступают одновременно и материнской породой, в которой происходит образование газа, и породой коллектором, являющейся резервуаром для сланцевого газа. Поэтому «пустую» скважину в сланец пробурить практически невозможно, дебит обязательно будет.

Однако для того чтобы добыча газа из сланцев была эффективной, необходимо соблюдение нескольких условий. Содержание глин не должно превышать 50%, иначе сланец будет подвержен пластическим деформациям и не сможет образовывать трещины, необходимые для миграции газа. Количество органического вещества должно превышать 1% для того, чтобы генерировалось достаточное для промышленной разработки количество газа. Степень зрелости органического вещества в сланцах должна быть выше 1, а пористость – не менее 3%.

Сланцевые породы отличаются высокой плотностью и низкой пористостью, и газ залегает в небольших изолированных «карманах».

Чтобы добыть его, можно пробурить множество вертикальных скважин, однако каждая из них даст лишь очень небольшой объем газа, поэтому при добыче широко используются горизонтальные скважины и гидроразрыв пласта. Скважина в сланцах может истощиться в течение нескольких лет. Согласно исследованиям многих геологов, в частности Владимира Высоцкого3 (ОАО «ВНИИЗарубежгеология») и Артура Бермана4, срок жизни скважины на месторождениях газовых сланцев составляет 8 - 12 лет. На месторождении Barnett около 15% скважин, пробуренных в 2003 г., уже через пять лет исчерпали свой ресурс. При этом скважина на традиционной газовой залежи может эксплуатироваться в течение 30 - 40 лет5. Однако при использовании методов увеличения дебита, скважины на сланцевых месторождениях могут дать достаточно газа, чтобы окупиться.

Метан угольных пластов (coal bed methane, CBM). Уголь также является своеобразной «нефтематеринской» породой и под воздействием определенных уровней температуры и давления создает метан. При этом в отличие от сланцевого газа, метан содержится не только в микротрещинах и микропорах угля, но и абсорбируется его кристаллической решеткой. При снижении давления и температуры из одной тонны каменного угля может быть выделено в среднем от 10 до 35 м3 метана. Однако по причине малой мощности отдельных угольных пластов ресурсы метана в них относительно незначительны и представляют промышленный интерес только при совокупности благоприятных геологических условий, таких как наличие нескольких сближенных пластов угля при малой глубине залегания или при большой мощности угольных пластов.

Метан угольных пластов (угольный метан) может добываться как целевым назначением, так и в виде попутного продукта при добыче угля, получаемого в процессе дегазации шахт. Последний способ является неотъемлемой частью технологии подземной добычи угля, но концентрация метана в газовой смеси, выходящей при дегазации выработок, незначительна. Полученный в результате этого процесса метан (в относительно небольших количествах), в основном исВысоцкий В.И. Ресурсы сланцевого газа и прогноз их освоения//ИнфоТЭК-2011, №1.

Berman Arthur E, A Perspective on Future U.S. Natural Gas Supply and Price, Labyrinth Consulting Services, ASPO Conference 2012; Артур Берман – авторитетный консультантгеолог с более чем тридцатилетним опытом работы. Является специалистом в оценке перспективности месторождений, оценке резервов, оценке рисков, интерпретации геолого-геофизической информации. В настоящее время занимается консультированием крупнейших мировых энергетических компаний.

Bruner K., Smosna R. A Comparative Study of the Mississippian Barnett Shale, Fort Worth Basin, and Devonian Marcellus Shale, Appalachian Basin. U.S. Department of Energy. 2011.

пользуется для собственных нужд угледобывающих предприятий.

Разработка угольных месторождений с целевой добычей газа в промышленных масштабах производится с применением технологий интенсификации газоотдачи пластов. В отличие от традиционного газа, метан угольных пластов сорбирован углем или защемлен в мельчайших трещинах. Для извлечения угольного метана необходимо раскрывать трещины и создавать условия для перетока газа.

При этом для добычи метана пригодны далеко не все угли. Месторождения длиннопламенных бурых углей бедны метаном. Угольантрацит отличается высокой концентрацией газа, но его невозможно извлечь из-за высокой плотности и чрезвычайно низкой проницаемости залежи. Угли, занимающие промежуточное положение между бурыми углями и антрацитом, относятся к самым перспективным для добычи метана. Для оценки ресурсного потенциала обычно бурятся традиционные вертикальные скважины. При добыче угольного газа часто используется бурение горизонтальных и многоствольных скважин и гидравлический разрыв породы.

Газ плотных пород или коллекторов (gas of dense reservoir, tight gas, tight reservoir gases) по сути, не является нетрадиционным – форма газа свободная, в отличие от сорбированной формы газа в газогидратах, в сланцевых и угольных газах. Этот вид нетрадиционных ресурсов отличается значительными (как правило) глубинами залегания и плохими фильтрационно-емкостными свойствами. На значительных глубинах коллекторы подвергаются сильному уплотнению по причине давления вышележащих пород, что в итоге приводит к снижению пористости и проницаемости. И газ, мигрирующий по подобным коллекторам, в определенных местах не может продолжить движение по причине очень низкой проницаемости, что приводит к образованию газовой залежи даже при отсутствии ловушки, необходимой для традиционного месторождения. Поскольку наибольшие глубины приурочены к центральным частям осадочных бассейнов, такой газ еще называют газом центральнобассейнового типа.

Газ из плотных пород6 – газ, заключенный в породах с проницаемостью менее 1 миллидарси (0,1 миллидарси по методологии Федеральной энергетической комиссии США7). Для газа из плотных пород также типична низкая пористость (>10%). Определение газа из плотных пород довольно формально, поскольку и сланцевый газ, К плотным породам (низкопроницаемым преимущественно поровым и поровотрещинным коллекторам с матричной проницаемостью ниже 0,1 миллидарси – мД) относят плотные песчаники, алевролиты, ритмиты и другие породы.

The Federal Energy Regulatory Commission (FERC), http://www.ferc.gov/industries/gas.asp и угольный метан заключены в породах с проницаемостью менее 0,1 миллидарси. Основная часть месторождений газа из плотных пород граничит с месторождениями нетрадиционного газа других типов.

Из-за низких темпов перетока газа, для экономически рентабельной добычи газа из плотных пород недостаточно бурения традиционных вертикальных скважин. Ключевой технологией увеличений скорости потока газа является гидроразрыв газоносных пластов.

Таким образом, можно говорить о том, что в пределах любого осадочного бассейна с доказанной нефтегазоносностью содержатся нетрадиционные ресурсы углеводородов, при этом их общий объем в недрах может быть сопоставим или превышать традиционные ресурсы.

Общая схема расположения описанных выше видов нетрадиционного газа наглядно показано на рисунке 2.2. Наиболее близко к поверхности земли располагается, как правило, угольный метан.

Наиболее глубоко залегает сланцевый газ (непосредственно в материнской породе).

Плотность залежей нетрадиционного газа составляет порядка 0,2-3,2 млрд м3/км2 (при коэффициенте извлечения около 8-30%), в то время как для традиционных залежей она от 2-5 млрд м3/км2 и более (при коэффициенте извлечения 60-80%). Как следствие, эффективная плотность залежей нетрадиционного газа в среднем от до 15 раз ниже традиционного.

Источник: Управление энергетической информации США.

Рис. 2.2. Схематическое изображение залежей нетрадиционного газа При этом основной характеристикой условий добычи нетрадиционного газа (за исключением газовых гидратов, которые имеют иные условия залегания и биогаза, имеющего принципиально иные методы производства) можно считать низкую пористость и проницаемость породы, в которой заключен газ.

Эти геологические характеристики объясняют крайне важную особенность нетрадиционных ресурсов газа: они не извлекаются традиционными методами. Для достижения объема добычи, при котором производство этого вида газа было бы экономически эффективным, необходимы специализированные технологии бурения и заканчивания скважин. Для эффективной разработки месторождения нетрадиционного газа геологи и инженеры вынуждены затрачивать большие усилия в процессе определения оптимального размещения буровых скважин, их количества, процесса бурения и завершения скважины.

Как правило, для разработки месторождений нетрадиционного газа требуется большее количество инженерно-технических работников, чем для месторождений традиционного газа.

Ввиду низкой проницаемости газоносных пластов при добыче нетрадиционного газа на одну пробуренную скважину приходится меньшее количество добываемого газа, что является причиной более плотного расположения буровых скважин по сравнению с традиционными месторождениями. Часто требуется применение дорогостоящего горизонтального бурения, использование специальных буровых растворов и технологий гидроразрыва пласта (рис. 2.3).

О чрезвычайной важности технологического аспекта в добыче говорит предложенное Национальным нефтяным советом США определение «нетрадиционного газа», согласно которому его особенностью является именно необходимость обязательного использования тех или иных технологий для достижения экономически обоснованного процесса добычи8. МЭА также в определении нетрадиционного газа в качестве важной специфики отмечает, прежде всего, технологическую сложность его добычи9.

Таким образом, нетрадиционный газ – это природный газ, добыча которого не может быть экономически рентабельной без значительного использования технологий гидроразрыва пласта, горизонтального бурения, многоствольных скважин или иных методов стимулирования притока газа в скважину.

Unconventional Gas Reservoirs – Tight Gas, Coal Seams, and Shales, National Petroleum Council (July 2007).

Natural Gas Market Review 2009. International Energy Agency.

Источник: EnCana, Canadian Association of Petroleum Producers, 2010.

Рис. 2.3. Бурение одноствольных и многоствольных горизонтальных скважин с последующим использованием гидроразрыва пласта К источникам нетрадиционного газа в земной коре специалисты относят также скопления газа, находящегося в газогидратном состоянии (газовые гидраты, газогидраты), в пластовых водах нефтегазоносных бассейнов (газонасыщенные пластовые воды), газонасыщенные торфяники и др. В более широком смысле под нетрадиционным газом подразумевается и биогаз10.

Газовые гидраты – это кристаллические твердые соединения воды и метана, которые образуются при определенных термобарических условиях и представляют собой кристаллическую решетку льда с молекулами газа внутри нее. Причем 1 м3 газогидратов содержит до 164 м3 метана и 780 кг воды. Скопления природных газогидратов широко распространены как на материках, в областях распространения многолетнемерзлых пород (3%) так и в Мировом океане, в донных отложениях (около 97%). Преимущественно они находятся на шельфах, включая их материковые и островные склоны и подножья внутренних и окраинных морей, особенно в зонах действующих подводных грязевых вулканов или дислокаций, которые обеспечивают достаточно мощный длительный и стабильный подток глубинных В дальнейшем тексте использование термина нетрадиционный газ имеет «широкую»

трактовку и включает в себя сланцевый газ, газ плотных пород, угольный метан, газогидраты и биогаз.

углеводородных газов. Геолого-экономический анализ показывает, что эффективный коэффициент извлечения гидратов газа в мире составит 17-20% от суммарного потенциала. Однако для отдельных залежей коэффициент извлечения газа, по данным Ю.Ф. Макогона, может превышать 90%. Эффективность освоения газогидратных залежей определяется геологией региона, термодинамической характеристикой разреза пород и используемой технологией.

Выявленные свойства гидратов дали возможность сформулировать основы развития методов поисков, разведки и освоения газогидратных залежей. Были сформулированы критерии выбора территорий для проведения поисковых и разведочных работ. Предложены методы определения глубин залегания залежей, рекомендован метод определения запасов гидратного газа и базовые технологии их разработки. Тем не менее, несмотря на большой объем работ, выполненных в многочисленных лабораториях мира, остаются неизвестными многие базовые проблемы природных гидратов.

Освоение газогидратов возможно различными способами при нарушении термодинамических условий их стабильности в пласте:

• за счет понижения пластового давления ниже равновесного (успешно апробирован на Мессояхском месторождении);

• путем повышения температуры гидрата в пласте выше равновесной, что технически более затруднительно, но также возможно;

• путем ввода в пласт катализаторов разложения (использования различных ингибиторов – метанола, гликоля и др.).

Последние два способа прошли тестовую апробацию в Канаде и Японии. В любых вариантах воздействий остается неопределенной скорость и масштабы распада газогидратов в пластовых условиях, то есть реальных объемов газодобычи, а также ее себестоимость.

В целом же освоение залежей газогидратов является достаточно сложной, комплексной проблемой, над решением которой работают специалисты десятков стран. Кроме того, надо учитывать, что разложение гидратов метана на газ и воду – это весьма энергоемкий процесс: примерно 450 кДж/кг (для сравнения, оттаивание льда требует 336 кДж/кг).

Биогаз – это горючая газовая смесь, состоящая из 50-70% метана, которая образуется из органических субстанций в результате анаэробного и микробиологического процессов. Также в состав биогаза входят 30-40% углекислого газа и небольшие количества сероводорода, аммиака, водорода и оксида углерода. В связи с достаточно высоким содержанием энергии, биогаз можно использовать в качестве энергоносителя для производства электроэнергии и тепла (чаще всего вблизи самого источника). Биологическое образование метана – это обычный природный процесс, который протекает везде, где во влажной без доступа кислорода среде, под действием метанобразующих бактерий разлагается органический материал.

Перечень органических отходов, пригодных для производства биогаза широк: трава, навоз, зерновая и мелассная послеспиртовая барда, бытовые отходы и прочее. Кроме отходов, биогаз можно производить из специально выращенных энергетических культур (опыт Германии), например, из силосной кукурузы или сильфия, а также водорослей.

Для оценки места нетрадиционных ресурсов газа в их общем объеме специалисты часто используют метод построения различных «пирамид» или «ресурсных треугольников». При всей их условности, эти схемы достаточно понятны и наглядны. Так на рис. 2.4 показан «ресурсный треугольник» мировых газовых ресурсов, на рис. 2.5 – «пирамида» геологических ресурсов различных видов природного газа.

Если адаптировать, приведенную на рис. 2.4., схему к современному уровню развития технологий и общемировой тенденции к снижению объемов добычи и истощению ресурсов на крупнейших месторождениях традиционного типа, а также учесть фактор экономической эффективности, то она примет вид согласно рис. 2.6.

Источник: ИЭС по данным МЭА.

Рис. 2.4. «Ресурсный треугольник» мировых газовых ресурсов Источник: Ананенков А.Г.

Рис. 2.5. «Пирамида» геологических ресурсов Источник: ИЭС.

Рис. 2.6. Эффективность освоения различных типов газовых ресурсов на современном этапе развития мировой нефтегазовой отрасли Следует отметить, что приведенные выше схемы характеризуют общие тенденции и не являются универсальными для любого газодобывающего региона. Перспективы освоения отдельных ресурсов природного газа в конкретном регионе будут зависеть от оценки ресурсной базы, особенностей геологического строения месторождения, его удаленности от потенциальных потребителей и других параметров, необходимых для объективной оценки экономической целесообразности реализации проекта.

ГЛАВА 3. РЕГИОНАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ

РЕСУРСОВ И ДОКАЗАННЫХ ЗАПАСОВ

НЕТРАДИЦИОННОГО ГАЗА

Согласно последней оценке МЭА11, общемировой ресурсный потенциал технически извлекаемого природного газа составляет 790 трлн м3, в том числе 328 трлн м3 нетрадиционного газа. Наибольшая доля в разрезе по отдельным видам нетрадиционного газа принадлежит сланцевому газу (200 трлн м3). Ресурсы газа плотных пород составляют 81 трлн м3, угольного метана – 47 трлн м3. Как видим, объемы технически извлекаемого в настоящее время газа в разы меньше, чем его геологические ресурсы (см. рис. 1.2).

Региональное распределение технически извлекаемых ресурсов нетрадиционного газа в целом характеризуется, в отличие от традиционных источников, достаточно высокой степенью равномерности.

Наибольшая доля приходится на АТР (94 трлн м3 или 28,7% всех ресурсов нетрадиционного газа), на втором месте – развитые страны Северной и Южной Америки (табл. 3.1).

Еще ниже подтвержденные (доказанные) запасы нетрадиционного газа (сланцевый газ, угольный метан и газ плотных песчаников), которые могут быть с вероятностью 90% извлечены с учетом геологических, технологических и рыночных условий. По данным Cedigaz (на 2011 г.), они составляют 4% (примерно 7,3 трлн м3) от общих подтвержденных запасов газа в мире, что свидетельствует о низкой геологической изученности нетрадиционных ресурсов газа в целом и нехватке, или даже отсутствии, адекватных технологий и технических средств для его эффективной добычи.

До настоящего времени достоверных и общепризнанных данных о мировых геологических ресурсах и разведанных запасах сланцевого газа не существует, а часто приводимые цифры достаточно условны, поскольку геолого-разведочные и поисковые работы на сланец как источник природного газа практически нигде, кроме США и Канады, до сих пор не проводились. В связи с этим все публикации и рассуждения на эту тему носят лишь оценочный характер, причем большинство подобных работ (говорится об этом прямо, или нет) базируются на исследовании Ханса-Хольгера Рогнера «Оценка мировых ресурсов углеводородов» (Hans-Holger Rogner «An Assessment World Energy Outlook 2012.

of World Hydrocarbon Resources»)12, выполненном еще в 1996- годах. В этой работе дана оценка емкости газоносных пластов, коллекторов для нетрадиционного газа (unconventional gas reservoirs) и оценка ресурсов газа не только по его видам, но и по регионам.

Причем, сам Х-Х. Рогнер специально подчеркнул, что приводимые им данные (456 трлн м3) о сланцевом газе (gas from fractured shales) весьма приблизительны, гипотетические и умозрительные, называя их «speculative», и настойчиво подчеркивая, что тема крайне плохо изучена, особенно в плане регионального распределения.

Таблица 3.1. Оценка технически извлекаемых ресурсов природного газа (в разрезе по типам газа и регионам) на конец 2011 г., трлн м Вост. Европа/ Евразия Ближний Восток Развитые страны континента* Латинская Америка Развитые страны Европы * – Включая США, Канаду, Чили и Мексику.

Источник: WEO 2012.

В своем ежегодном обзоре World Energy Outlook за 2009 г. МЭА привело те же данные, но уже назвав их «gas resources in place», хотя Rogner H.H. An assessment of world hydrocarbon resources. – IISA, WP-96-26. – Austria:

Laxenburg, 1996. May; Annual Review of Energy and the Environment, 22 (1997). P. 217– сам Х-Х. Рогнер говорил о «gas in place», то есть, о самой неопределенной степени оценки газовых ресурсов по классификации США.

Даже летом 2010 г., когда уже начали появляться некие сомнения в масштабах «сланцевой революции», Международный газовый союз без колебаний приводил все те же данные.

Таким образом, геологическая изученность сланцевого газа была и остается крайне низкой, детальная оценка ресурсов (объем которых определяют на основе геологических предпосылок и теоретических построений) и, тем более, запасов (подсчитываемых по результатам геологических и геофизических исследований) нетрадиционных углеводородов за пределами Северной Америки до сих пор отсутствует.

Но даже в самих США, где геологическая изученность сланцевых залежей наиболее высока, данные о технически извлекаемых ресурсах сланцевого газа достаточно условны и варьируют в широком диапазоне. В 2009 г. Комитетом по разработке газовых месторождений (Potential Gas Committee, входящим в состав Potential Gas Agency of the Colorado School of Mines) выпущен комплексный отчет об объемах газовых ресурсов в сланцевых залежах США. По оценке Комитета, технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в стране составляли 17,4 трлн м3. Согласно исследованию «World Shale Gas Resources: An Initial Assessment», выполненному Advanced Resources International (ARI)13 для Управления энергетической информации США и опубликованному в апреле 2011 г., технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в США оценивались уже в 30 трлн м3 [32], а в Annual Energy Outlook 201114, опубликованном тем же Управлением в том же месяце – в 26,5 трлн м3.

В том же 2011 г. многие газосланцевые компании, а также члены правительства США начали признавать, что объявленные ранее ресурсы сланцевого газа завышены и не так оптимистичны. И уже через год, в Annual Energy Outlook 201215, по данным на 01.01.2010 г., их официальная оценка составила только 17 трлн м3. При этом причина подобного снижения – с 750 до 482 трлн куб. футов – достаточно World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States = Release date: April 5, 2011.

Annual Energy Outlook 2011.With Projections to 2035. April 2011. U.S. Energy Information Administration.Office of Integrated and International Energy Analysis. U.S. Department of Energy, Washington, DC 20585.

Annual Energy Outlook 2012. With Projections to2035. June 2012. U.S. Energy Information Administration. Office ofIntegrated and International Energy Analysis. U.S. Department of Energy, Washington, DC 20585.

банальна: бурением не подтверждены ранее сделанные оценки по крупнейшему сланцевому бассейну Marcellus, табл. 3.2. По данным на 01.01.2009 г., технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа оценивались здесь в 410374 млрд куб. футов (около 14,5 трлн м3), а уже через год, после начала масштабного бурения, по данным на 01.01.2010 г., их оценка составила только 140541 млрд куб. футов (около 5 трлн м3), то есть, была снижена в 2,9 раза.

В целом доказанные запасы сланцевого газа не превышают сегодня 13% от общих доказанных запасов газа США или 0,93 трлн м3.

Таблица 3.2. Динамика неподтвержденных (возможных, вероятных) технически извлекаемых (unproved technically recoverable resource) ресурсов сланцевого газа в США, трлн куб. футов на 01/01/2004) (по данным Источник: Annual Energy Outlook 2012. With Projections to 2035. June 2012. U.S.

Energy Information Administration. Office of Integrated and International Energy Analysis. U.S. Department of Energy, Washington, DC 20585.

Та же компания Advanced Resources International (ARI) в 2011 г.

выпустила также под эгидой Управления энергетической информации США другое исследование: «Мировые ресурсы сланцевого газа:

предварительная оценка 14 регионов за пределами США» (World Shale Gas Resources: an Initial Assessment of 14 Regions outside the United States). В рамках этого исследования была проведена оценка 48 бассейнов сланцевого газа в 32 странах мира (рис. 3.1, табл. 3.3).

Согласно этому исследованию, представленному Управлением энергетической информации США, наибольшими технически извлекаемыми ресурсами сланцевого газа (19,3% от суммарных ресурсов по 32-м странам) обладает Китай (1275 из 6622 трлн куб. футов).

На долю США, чьи ресурсы сланцевого газа оценены с наибольшей степенью точности благодаря накопленному опыту добычи, приходится 13% (862 трлн куб. футов). Следом идут Аргентина (11,7% или 774 трлн куб. футов), Мексика (10,% или 681 трлн куб. футов), ЮАР (7,3% или 485 трлн куб. футов), Австралия (6%), Канада (5,9%), Ливия (4,4%), Алжир (3,5%) и Бразилия (3,4%). В странах Европы технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в совокупности составляют почти 10% от общемирового показателя (639 трлн куб.

футов), из которых больше половины (57%) сосредоточены в Польше и Франции (практически поровну). При этом можно выделить пять регионов, в которых ресурсная база сланцевого газа наиболее благоприятная для развития добычи в перспективе: США и Канада, Мексика, южная часть Латинской Америки, Европа (в особенности Польша) и Китай.

Источник: Управление энергетической информации США, 2011.

Рис. 3.1. Карта крупнейших 48 бассейнов сланцевого газа в 32 странах мира Имеющиеся оценки ресурсов нетрадиционного газа по-прежнему имеют низкую степень достоверности. Кроме того, с течением времени, по мере появления новой информации об условиях залегания нетрадиционного газа, новых технологий его добычи, оценки ресурсного потенциала будут значительно корректироваться. Это в свою очередь объясняет необходимость использования информации о ресурсах нетрадиционного газа (в частности сланцевого газа) с особой осторожностью.

Таблица 3.3. Общие ресурсы и технологически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в мире, трлн м Прочие страны Северной Америки Источник: Управление энергетической информации США, расчеты ИЭС16.

Залежи угля в мире представлены более чем в 100 геологических бассейнах (рис. 3.2).

Промышленно значимыми ресурсами угля и соответственно потенциалом для добычи угольного метана (метана угольных пластов – МУП) обладают более 70 стран мира. В первую десятку стран по добыче угля традиционно входят Китай, США, Индия, Австралия, ЮАР, Россия, Индонезия, Польша, Казахстан и Колумбия, на долю которых приходится около 90% его общемировой добычи. На эти же страны (без Колумбии) приходится и 80% мировых извлекаемых ресурсов угольного метана (табл. 3.4).

После почти двух десятилетий исследований, значительные объемы ресурсов угольного метана были выявлены в Австралии, Китае и Индонезии. Так, в Австралии ведется строительство нескольких терминалов СПГ с целью экспорта угольного метана, который будет добываться на крупнейшем месторождении Для перевода из 1 трлн куб. футов в 1 трлн м3 было взято соотношение 1 трлн м3 = 35, трлн куб. футов.

Comet Ridge (бассейн Bowen) и на месторождении Walloon Fairway (бассейн Surat), которые располагаются в штате Квинсленд. Также значительными ресурсами угольного метана обладает Индонезия (до 13 трлн м3), главным образом на о. Суматра и о. Калимантан.

Значительные ресурсы угольного метана сосредоточены в Китае (до 36 трлн м3, из которых, по официальным данным КНР, 10 трлн м3 – извлекаемые).

Источник: Britannica Online Encyclopedia (http://www.britannica.com/EBchecked/ topic/122863/coal).

Оценки ресурсов угольного метана, как и других нетрадиционных ресурсов газа, имеют значительную долю условности. Общемировые ресурсы угольного метана оцениваются ARI в объеме от 100 до 216 трлн м3, из которых извлекаемые – порядка 24 трлн м3. По оценкам ООО «Газпром ВНИИГАЗ», как уже было отмечено выше, геологические ресурсы МУП в мире составляют 200-250 трлн м3, а извлекаемые ресурсы, по оценкам МЭА, – 47 трлн м3. Пока наиболее изучены ресурсы угольного метана в США, Канаде и Австралии.

Таблица 3.4. Мировые ресурсы угольного метана, трлн м Австралия/ Новая Зеландия Южная Америка/ Мексика Источник: World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States. ARI, April, 2011.

По оценкам МЭА, ресурсы газа плотных пород составляют 81 трлн м3. Однако следует подчеркнуть условность этих оценок ввиду отсутствия необходимого объема исследований. За пределами наиболее изученного региона – США, ресурсы газа плотных пород известны в Индии, Китае и в ряде европейских стран. В последнее время наблюдается возрастание интереса к газу плотных пород также на Ближнем Востоке и в Северной Африке.

Так, по последней оценке Министерства земельных и природных ресурсов КНР (Минприроды КНР), прогнозные запасы газа в плотных коллекторах на территории Китая составляют 11,95 трлн м3.

Площадь крупнейшего месторождения в плотных коллекторах – Сулигэ в Ордосском бассейне – достигает 40 тыс. км2, прогнозные запасы оцениваются в 4 млрд м3, разведанные запасы составляют всего 15%. На месторождении Сюйцзяхэ в Сычуаньском бассейне прогнозные запасы составляют 3,36 трлн м3, доля разведанных запасов – только 12% В Европе значительные ресурсы газа плотных пород/сланцевого газа обнаружены в Венгрии (месторождение Mako Trough), где объем извлекаемых ресурсов оценивается в 1,1 трлн м3.

К настоящему времени в мире выявлено более 230 газогидратных залежей. Только для Северо-Американского континента, по данным Департамента геологической службы США (USGS), потенциальные ресурсы газа в газогидратных залежах, выявленные путем сейсмического зондирования и глубокого бурения с отбором керна и полным комплексом геофизических исследований, превышают несколько триллионов кубических футов. Газогидратные скопления распространены практически повсеместно вдоль побережья глубоководных морей и океанов, что делает их глобальным источником энергии.

Некоторые из этих скоплений представляют собой обширные поля гидратосодержащих пород, покрывающие значительные (в несколько десятков тысяч квадратных километров) площади морского дна, другие — локальные скопления вокруг каналов высачивания глубинных газов.

Как уже было отмечено выше, по некоторым оценкам, 97-98% ресурсов газогидратного газа присутствует на морских континентальных окраинах и 3-2% – в районах вечной мерзлоты на суше (рис. 3.3, 3.4).

Данные исследований арктических газогидратов показывают, что в регионах вечной мерзлоты они могут существовать на глубинах от до 2000 м от поверхности. Примерно 10% площади Мирового океана являются потенциально газогидратоносными.

Присутствие газогидратов на морских континентальных окраинах было установлено по аномальным сейсмическим отражающим горизонтам (bottom-simulating reflectors – BSR), отождествляемым с подошвой гидратоносных отложений на глубинах от 100 до 1100 м от морского дна. Глубоководным бурением газогидраты были вскрыты юго-восточнее и западнее США, вблизи Канады, Перу, Коста-Рики, Гватемалы и Мексики, у берегов Японии, в Мексиканском заливе.

Они обнаружены также в Средиземном, Черном, Каспийском, ЮжноКитайском морях, у берегов Калифорнии, Южной Кореи, Индии и в других местах.

Источник: Геологическая служба США, 2012.

Рис. 3.3. Размещение газогидратных скоплений в мире Источник: Ю.Ф. Макогон.

Рис. 3.4. Карта некоторых выявленных газогидратных залежей На сегодняшний день только небольшое число газогидратных скоплений изучено более-менее детально. Это, прежде всего, Мессояхское месторождение в России, скопления газогидратов на хребте Блейк вдоль юго-восточной атлантической континентальной окраины США, на площадях вдоль континентальной окраины Каскадиа (тихоокеанская окраина Канады), в прогибе Нанкай у восточного побережья Японии, на Северном склоне Аляски и в дельте реки Маккензи (Канада).

Газогидратное скопление на хребте Блейк (юго-восточная континентальная окраина США) содержит геологические запасы газа в гидратной форме в объеме порядка 37,7 трлн м3 и 19,3 трлн м3 свободного газа под газогидратами. Сейсмически оконтуренное газогидратное скопление на континентальном шельфе Каскадиа (Канада) площадью около 6000 км2 может содержать около 2,8 трлн м3 газа.

Ресурсы газа в газогидратном скоплении Маллик в северной Канаде могут составлять около 110,4 млрд м3. Предварительные результаты по скважинам в прогибе Нанкай (Япония), пробуренным до глубины 945 м, показывают, что здесь возможно присутствие обширного газогидратного скопления (160 км2), содержащего 121,4 млрд м3 газа.

Крупное газогидратное скопление обнаружено также в 30 км севернее Дзьоцу (префектура Ниигата) на глубине воды 800-1000 м. Запасы газа в этом скоплении оцениваются в 7 трлн м3.

По оценкам, выполненным разными учеными в разное время, общее количество природного газа в газогидратных скоплениях мира, громадное. Однако эти оценки варьируют в широких пределах:

от 14 трлн до 34000 трлн м3 в зонах вечной мерзлоты на суше и от 3100 трлн до 7600000 трлн м3 на акваториях.

По оценкам Газового исследовательского института США (2003) геологические ресурсы газа в газогидратных скоплениях США составляют 9056 трлн м3 и, если удастся извлечь хотя бы 1% газа из этих скоплений, потребности США в газе будут удовлетворяться на протяжении 100 лет. США рассматривают эти ресурсы как стратегический резерв, который позволит обеспечить энергетическую безопасность страны в будущем. Национальная оценка ресурсов нефти и газа, выполненная Геологической службой США в 1995 г., впервые включала оценку геологических ресурсов природных газогидратов на суше и на акваториях США.

В пределах четырех морских и одной сухопутной (Северный склон Аляски) газогидратных провинциях было выявлено 11 газогидратных месторождений. По данным Департамента энергии США газогидраты на Северном склоне Аляски могут содержать порядка 16,7 трлн м газа, т.е. намного больше ресурсов традиционного газа в этом регионе.

Прогнозные ресурсы газа в газогидратах Индии оцениваются в 1894 трлн м3, то есть в 1700 раз больше доказанных запасов природного газа в стране (1,09 трлн м3) около 55 трлн м3 прогнозных ресурсов установлено у восточного побережья Индии.

По данным компании NRC, в Канаде газогидратные скопления могут содержать 45-800 трлн м3 газа.

В России специализированных технико-экспериментальных работ на природные газогидраты пока не проводилось, однако по результатам многолетних исследований в смежных областях значительные перспективы России в этом вопросе очевидны. Суммарные ресурсы гидратного газа (без учета южных морей) могут достигать 500 трлн м3, 80 % которых связаны с нефтегазоносными провинциями, расположенными в областях распространения многолетнемерзлых пород. Следует отметить, что специализированные газогидратные исследования морей арктического сектора РФ в будущем могут существенно увеличить долю субаквальных ресурсов гидратного газа.

Из арктических и приарктических регионов России наиболее перспективным на ресурсы газогидратного метана по многим параметрам является север Западной Сибири. На Мессояхском месторождении впервые были опробованы методы разработки газогидратной залежи в режиме снижения пластовых давлений в подгидратной газовой залежи. Однако в масштабах севера Западной Сибири это месторождение относится к мелким, а региональные условия позволяют рассчитывать на открытие гигантских газогидратных скоплений. По оценкам специалистов ВНИИгаза, извлекаемые ресурсы гидратного метана в России составляют 121 трлн м3. Распределение общих и извлекаемых ресурсов газогидратов по регионам страны дано на рис. 3.5, а нетрадиционных ресурсов газа в целом – на рис. 3.6.

Источник: ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Люгай Д.В., Якушев В.С., Перлова Е.В.).

Источник: ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Люгай Д.В., Якушев В.С., Перлова Е.В.).

Рис. 3.6. Экспертная оценка ООО «Газпром ВНИИГАЗ» нетрадиционных ресурсов природного газ

СУЩЕСТВУЮЩИХ ОЦЕНОК РЕСУРСОВ

И ДОКАЗАННЫХ ЗАПАСОВ НЕТРАДИЦИОННОГО ГАЗА

Представления о ресурсной базе и доказанных запасах нетрадиционного газа за последние 10-15 лет значительно улучшились, однако по-прежнему остаются неточными, далеко неполными и во многом мифологизированными. Единственное исключение составляют США. Так, например, оценка ресурсов сланцевого газа в Польше, сделанная в 2011 г. Польским геологическим институтом, составляет всего 150,4 млрд м3. Это в десять раз меньше оценки, приведенной аналитической компанией Wood Mackenzie в 2009 г. (1,4 трлн м3) и в двадцать раз меньше оценок американской Advance Resources International (3,0 трлн м3). При этом оценки Польского геологического института были понижены во многом в результате проходки первых поисково-разведочных скважин.

Помимо явной недостаточности объема проведенных геологоразведочных работ, проблема адекватности существующих оценок ресурсов связана во многом со спецификой залегания нетрадиционного газа и особенностями его добычи. Процесс оценки традиционных ресурсов газа заключается, прежде всего, в выявлении контуров залежи, определении газо-водяного контакта, коллекторских свойств горной породы, мощности, газонасыщенности продуктивных горизонтов, внутрипластового давления и изучении изменения этих параметров по площади и разрезу. Между тем, процесс оценки потенциала месторождения нетрадиционного газа значительно сложнее ввиду его специфических особенностей, геолого-физических условий залегания, пониженной пористости пород, объемов продуктивных горизонтов месторождения.

Точные оценки ресурсной обеспеченности нетрадиционным газом можно получить путем геологического моделирования, изучения дебита от нескольких пробуренных скважин или по аналогии с другими известными месторождениями. Однако, чтобы проводить такие аналогии, на сегодняшний день разрабатывается крайне мало подобных месторождений (главным образом в США, Канаде). Каждое месторождение нетрадиционного газа имеет свои особенности, они сильно отличаются друг от друга, не в пример месторождениям традиционного газа. Так, например, петрофизические свойства горных пород, которые содержат сланцевый газ, различаются в зависимости от региона. Вполне вероятно, что опыт США в области добычи сланцевого газа не получится повторить в других странах.

Даже в США между отдельными газоносными бассейнами имеются существенные различия, каждый из которых имеет свои особенные критерии разведки и специфику разработки.

На сегодняшний день все еще остается открытым ряд вопросов, касающихся продуктивности разрабатываемых залежей, технологических вопросов оптимальной сетки скважин на месторождении, влияния существующих технологических возможностей по извлечению нетрадиционного газа на дебит скважин и т.д. Все эти неопределенности привносят неточность в оценку ресурсной базы нетрадиционного газа. Поэтому в перспективе ближайшего десятилетия следует ожидать частых пересмотров и корректировок как с точки зрения количественных, так и с точки зрения качественных характеристик ресурсов и запасов нетрадиционного газа.

В самом процессе оценки следует отметить три момента, которые негативно влияют на оценки ресурсов и запасов нетрадиционного газа. Во-первых, состояние ресурсов нетрадиционного газа чрезвычайно непостоянно, месторождения должны оцениваться часто, каждые два-три года, а не раз в десять лет как традиционные месторождения. Во-вторых, это большие объемы данных. Процесс оценки требует огромного количества геологических, инженернотехнических характеристик и, кроме того, многочисленных экспертных оценок. В-третьих, для месторождений нетрадиционного газа характерно частое и значительное изменение дебитов скважин.

Применение горизонтального бурения, рестимуляции и использование более плотной сетки скважин позволили пересмотреть объемы предельных ресурсов газа на американском месторождении Barnett Shale с 85 млрд (USGS, 1996) до 0,74 трлн м3 (USGS, 2004 г.) и до 1,39 трлн м3 (по внутренней оценке Advance Resources International).

Последняя оценка месторождения Barnett Shale отличается от оценки USGS (Геологическая служба США), так как она содержит значительные ожидания относительно уровней добычи газа связанные с расширением областей этого месторождения посредством использования горизонтальных скважин.

В разделе 3.1. уже было показано, как результаты бурения всего за год повлияли на общую оценку ресурсов сланцевого газа в США (бурением не подтверждены ранее сделанные оценки по крупнейшему сланцевому бассейну Marcellus).

Говоря о количественной оценке ресурсной базы, важно помнить, что эти оценки являются лишь «моментальным снимком». Продолжающееся появление новых месторождений нетрадиционного газа, растущие возможности более интенсивного развития уже разрабатываемых месторождений и возможности достижения более интенсивной добычи за счет новых технологий, могут и будут влиять на размеры извлекаемых ресурсов. Утверждение о том, что мы еще не знаем истинных масштабов и характера нетрадиционной ресурсной базы газа так же актуально для сегодняшнего дня, как и 15 лет назад (Kuuskraa и Schmoker, 1998 г.). Очевидно, что оценочные объемы технически извлекаемых запасов сланцевого газа будут пересматриваться как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения по мере получения новой информации.

Отражением же этих изменений являются прогнозы и сценарии мировой добычи газа. Так, технологический прорыв в разработке нетрадиционных ресурсов, который произошел в последние годы, степень доступности и эффективности технологий, обеспечивающих разработку нетрадиционных ресурсов газа, привели к частой смене волн энтузиазма волнами скептицизма, что нашло отражение и в прогнозах МЭА (табл. 3.5, рис. 3.7).

И, тем не менее, даже тех знаний, которыми человечество обладает в настоящее время, достаточно, чтобы обеспечить нетрадиционным ресурсам газа достойное место в мировом энергообеспечении, особенно в энергодефицитных странах и районах, зависящих от дальнепривозных или импортных энергоносителей.

Источник: World Energy Outlook 2012.

Рис. 3.7. Прогноз мировой добычи основных видов нетрадиционного природного газа в зависимости от различных сценариев МЭА Таблица 3.5. МЭА: эволюция прогнозов развития добычи газа в мире и роль в них нетрадиционных источников газа, млрд м WEO-2009:

Базовый сценарий WEO-2009:

Сценарий WEO-2010:

Сценарий Новых политик WEO-2010:

Сценарий Текущих политик WEO-2010:

Сценарий WEO-2011:

Сценарий Новых политик WEO-2012:

Сценарий Новых политик WEO-2012:

Сценарий Энергоэффективного мира Источник: по данным МЭА.

ГЛАВА 4. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ

И СЕБЕСТОИМОСТЬ ДОБЫЧИ

НЕТРАДИЦИОННОГО ГАЗА

США и Канада Запасы сланцевого газа в США представлены в 48 штатах. Крупнейшими разрабатываемыми сланцевыми месторождениями являются Барнетт, Фейетвилл, Хейнесвилл, Марселлус, Вудфорд и Иглфорд.

Менее крупные разрабатываемые месторождения в США – Коди, Манкос, Льюис, Пьер, Антрим, Нью-Олбани, Гранит Ваш и Коллингвуд (рис. 4.1).

Источник: МЭА, 2012.

Рис. 4.1. Месторождения сланцевого газа в Северной Америке • Месторождение нетрадиционного газа Барнетт (Barnett) расположено на севере Техаса в бассейне Форт Уэрт. Месторождение было открыто в 1950 г., однако технологических условий для коммерческой добычи газа не было вплоть до 1980-х годов. Применение технологий бурения и ГРП, апробированные, главным образом, на данном месторождении, позволили расширить использование данных технологий на других месторождениях.

• Месторождение Фейетвилл (Fayeteville) расположено в штате Арканзас в структуре бассейна Аркома. По предварительным оценкам запасы газа данного месторождения составляют 1,5 трлн м3, при этом, оно характеризуется высокой степенью извлекаемости при добыче газа: по оценке технически извлекаемые запасы газа составляют порядка 80% от предварительно оцененных запасов, что связано, главным образом, с небольшой глубиной залегания газоносного пласта.

• Месторождение Хейнесвилл (Haynesville) расположено в северной части Луизианы, северной части Техаса и южной части Арканзаса.

Несмотря на глубокое залегание пласта, данное месторождение считается одним из привлекательнейших для добычи благодаря крупным запасам. Добыча газа на нем в настоящее время является наиболее обширной среди остальных крупнейших месторождений.

• Месторождение нетрадиционного газа Марселлус (Marcellus) является крупнейшим месторождением сланцевого газа в США:

оно залегает на территории шести штатов на общей площади около 95 тыс. квадратных миль (что примерно соответствует площади Ярославской области России). Средняя толщина продуктивного слоя колеблется от 15 до 60 м., а глубина залегания колеблется от 1,2 до 2,6 км. Технически извлекаемые запасы газа составляют 7,4 трлн м3.

Несмотря на относительно низкое удельное значение запасов газа на единицу площади, его близость к населенным районам восточной части США делает месторождение одним из наиболее привлекательных в стране.

• Месторождение Вудфорд (Woodford) является старейшим разрабатываемым месторождением после месторождения Барнетт.

Географическая близость к месторождениям Барнетт и Фeйетвилл позволяет оперативно использовать незадействованные либо выведенные из эксплуатации буровые станки.

• Месторождение Иглфорд (Eagle Ford) расположено в Южном Техасе. Средняя толщина формации составляет около 150 метров.

Данное месторождения является менее разведанным, нежели Барнетт, Фейетвилл и Хейнесвилл.

Основные характеристики крупнейших месторождений сланцевого газа в США представлены в табл. 4.1.

Анализ динамики добычи сланцевого газа в США (рис. 4.2) показывает, что начиная с 2007 г. добыча существенно расширилась в основном за счет успехов в добыче на месторождении Барнетт, на которое приходилось до 2/3 добычи сланцевого газа в стране.

Начиная с 2009 г. быстрыми темпами стало происходить наращивание добычи сланцевого газа на месторождении Хейнесвилл, а с 2010 г. похожая динамика добычи стала наблюдаться на месторождении Марселлус. Всего по итогам 2011 г. около 75% добычи сланцевого газа приходилось на эти три месторождения. За период 2000-2011 гг. добыча сланцевого газа выросла примерно в 21,5 раз до 190 млрд м3.

Таблица 4.1. Основные характеристики крупнейших месторождений сланцевого газа в США Приблизительная квадратные мили Предварительно трлн м Технически извлекаемые запасы газа, трлн м Цена безубыточности добычи, долл./тыс. м Источник: Геологическая служба США, 2012.

Источник: Hughes Associates (данные за 2012 г. являются предварительной оценкой на основе статистики за январь-июнь).

Рис. 4.2. Добыча сланцевого газа по основным месторождениям США Канада обладает значительными запасами традиционного газа, что в прошлом, наряду с относительно скромными по отношению к собственной добыче потреблением газа, обуславливало ее ориентированность на экспорт газа в США. После снижения экспорта газа в результате роста добычи собственного сланцевого газа в США образовался избыток предложения газа из традиционных месторождений.

Вместе с тем, в будущем у Канады возникнет потребность восполнять падающую добычу традиционного газа, что потребует развития нетрадиционных источников газа, в том числе сланцевого.

Несмотря на то, что достоверность оценки запасов сланцевого газа в Канаде ниже, чем в США, можно оперировать данными Национального энергетического совета Канады, согласно которым предварительно оцененные запасы сланцевого газа в стране составляют 28 трлн м3, из которых лишь около 20% считаются экономически и технически извлекаемыми.

Крупнейшими бассейнами-месторождениями сланцевого газа на территории Канады являются Монтни, Хорн Ривер, Колорадо, Утика и Хортон Блуфф. Основные показатели по данным месторождениям представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2. Основные характеристики крупнейших месторождений сланцевого газа в Канаде Толщина газовой шапки, м Опубликованные газа, трлн м Источник: A Primer for Understanding Canadian Shale Gas, National Energy Board.

Распространенным инструментом анализа экономических параметров освоения ресурсов нетрадиционного газа является построение различных «кривых» – прямых и обратных функциональных зависимостей:

• экономической составляющей от геологических условий, применяемых технологий, технико-производственных показателей и др.;

• зависимостей этих условий и параметров от ценового и спросового факторов и других экономических характеристик различных процессов, связанных с освоением газовых ресурсов.

Подобные ресурсно-стоимостные кривые (кривые издержек производства) показывают, что чем выше цены, тем больше ресурсов газа может быть вовлечено в разработку, тем больше газа может быть добыто с приемлемыми экономическими показателями.

В то же время анализ, проведенный, например, исследователями Массачусетского технологического института (MIT, США) и консалтинговой компанией ICF International (США), свидетельствует, в частности, что при всей важности такого стоимостного показателя, как цена на газ, ее рост может существенно, но не кардинальным образом, изменить величину ресурсной базы для производства газа (соответствующая кривая – свидетельство вырождающейся функции) – рис. 4.3 и 4.4.

Опыт добычи сланцевого газа в США позволяет получить представление об экономических параметрах развития данного направления, однако следует учитывать особенности самого газового рынка США, характеризующегося высоким уровнем либерализации и минимальным вмешательством государства в дела компаний.

Источник: MIT Study on the Future of Natural Gas.

Рис. 4.3. Ресурсно-стоимостная кривая для газовой промышленности мира Источник: MIT; ICF North American Hydrocarbon Supply Model.

Рис. 4.4. Ресурсно-стоимостная кривая для разных типов газа в США Данные рис. 4.4 свидетельствуют, в частности, что наибольшим потенциалом развития сырьевой базы в США при росте цен на газ обладают традиционный и сланцевый газ, тогда как ресурсы метана угольных пластов практически не меняются с достижением цен уровня 10 долл./млн БТЕ, а газа плотных коллекторов – при росте цен выше 20 долл./млн БТЕ.

Кроме того, одной из особенностей разработки сланцевых месторождений является то, что дебиты продуктивных скважин изменяются в очень широком диапазоне как во времени (рис. 4.5), так и в пространстве: для каждой скважины в зависимости от срока ее работы, от месторождения к месторождению и от скважины к скважине.

Соответственно широко изменяются и экономические показатели добычи сланцевого газа. Согласно исследованиям Массачусетского технологического института (США), цена безубыточной добычи сланцевого газа находится в прямой зависимости от начальных дебитов скважины (под начальным дебитом в этом случае понимается дебит скважины в первые 30 дней ее работы).

Источник: MIT Study on the Future of Natural Gas со ссылкой на HPDI production database and various industry sources.

Рис. 4.5. Динамика падения дебита скважин по основным сланцевым В таблице 4.3 показана (по пяти основным сланцевым бассейнам – месторождениям или плеям США) зависимость цены безубыточной добычи (определяемой себестоимостью добычи и нормой прибыли в 10%), от средних начальных дебитов скважин по трем группам скважин:

• первая группа – 20% самых производительных скважин;

• вторая группа – 50% всех скважин;

• третья группа – 80% самых производительных скважин (то есть всех скважин, за исключением 20% самых низкодебитных).

Как видно из табл. 4.3, нижняя граница цены безубыточности для первой группы скважин лежит в интервале от 101,7 долл./тыс. м3 на месторождении Марселлус до 150,8 долл./тыс. м3 на месторождении Барнетт. Средняя цена безубыточности в этом случае для пяти рассматриваемых бассейнов-месторождений составляет 131,4 долл./тыс. м3.

Для второй группы скважин цена безубыточности колеблется в диапазоне от 142 долл./тыс. м3 до 230,6 долл./тыс. м3, а средняя составляет 195 долл./тыс. м3. При этом данные значения представляют собой точку безубыточности для сухого газа, полученного из скважин без учета необходимых расходов на сопутствующую добычу газового конденсата.

Таблица 4.3. Цена безубыточности добычи сланцевого газа в США по основным бассейнам-месторождениям рождение Барнетт Начальный дебет скважины, Фейетвилл Начальный дебет скважины, Хейнесвилл Начальный дебет скважины, Марселлус Начальный дебет скважины, Вудфорд Начальный дебет скважины, Источник: MIT Study on the Future of Natural Gas.

Рост объема сопутствующей добычи газового конденсата приводит к линейному снижению себестоимости добычи сланцевого газа (рис. 4.6).

Источник: MIT Study on the Future of Natural Gas.

Рис. 4.6. Смоделированная цена безубыточности газа для месторождения Марселлус в зависимости от содержания газового конденсата При совместной добыче 1 тыс. м3 газа и 1,8 барреля газового конденсата газ можно подавать в ГТС бесплатно и это не отразится на рентабельности, а сам газ в таком случае будет выступать попутным продуктом добычи газового конденсата.

Описанный выше эффект вызвал интересную динамику цен на газ в 2009-2012 годах. Период высоких цен на газ в 2005-2008 гг. позволил добиться значительных успехов в наращивании добычи, которые аналитики назвали «сланцевым бумом». Однако образовавшийся вслед за этим избыток предложения привел к обрушению цены до уровня начала 2000 года. Фактически, после бума цен 2008 г. рыночная стоимость газа в США постоянно находится на уровне ниже средней себестоимости добычи сланцевого газа, причем значительно (рис. 4.7).

В то же время цены на нефть в период с 2009 г. по 2012 г. стабильно росли. Это обстоятельство обусловило повышенное внимание газовых компаний к добыче газа на месторождениях с высоким содержанием попутного газового конденсата, цены на который тесно коррелируют с биржевыми котировками нефтяных цен. На таких месторождениях сланцевого газа, как Марселлус или Иглфорд содержание газового конденсата достигает 3,5 барреля на 1 тыс. м3 газа, что позволяет вести добычу даже при сравнительно низких ценах на газ.

Источник: построено по данным Управления энгергетической информации США, МТИ, ICF North American Hydrocarbon Supply Model, Economics of Energy & Environmetal Policy.

Рис. 4.7. Сопоставление фактической цены газа на Henry Hub со средней ценой безубыточности добычи сланцевого газа в США Вместе с тем, резкое снижение биржевых оптовых цен на газ в США с рекордно высоких 450 долл./тыс. м3 в середине 2008 г. до рекордно низких (70-130 долл./тыс. м3) на протяжении последних трех лет (особенно с третьего квартала 2011 г. и по настоящее время) вызвало незамедлительную реакцию со стороны инвестиционной активности добывающих компаний в разведке и разработке месторождений (рис. 4.8).

Среднемесячный объем ввода эксплуатационных скважин в США в 2011 г. был в два раза ниже, чем тот же показатель в 2008 г., а среднемесячный объем ввода разведочных скважин – меньше в 2,3 раза. При этом валовой объем потребления газа в США в 2011 г.

вырос на 2,4%. В результате общий объем добывающих скважин, с учетом выбывающего фонда скважин и замедлившихся темпов ввода новых эксплуатационных скважин, на протяжении последних трех лет показывает стагнационную динамику. Это свидетельствует либо о резком сокращении инвестиционных ресурсов добывающих компаний, либо об их стремлении искусственно сократить предложение.

Источник: ИЭС по данным Управления энергетической информации США.

Рис. 4.8. Ввод новых разведочных и эксплуатационных скважин в США Образовавшийся в результате рекордно высоких цен на газ в 2005-2008 гг. «газовый пузырь», удерживающий цены на газ на парадоксально низком уровне, в ближайшие один-два года будет сдуваться по мере того, как дебит старых скважин будет снижаться, а спрос будет продолжать расти. Рост цен, в свою очередь, будет приводить к рентабельности добычи все большего объема нетрадиционного газа. Иначе говоря, цикл «дефицит газа высокие цены на газ рост добычи нетрадиционного газа избыток предложения газа низкая цена газа дефицит газа» пришел на смену циклу «дефицит газа вследствие падения добычи традиционного газа рост цен до паритета с нефтяными ценами стагнация спроса».

По сути, добыча нетрадиционного газа получила экономическую «путевку в жизнь».

Европа Ресурсов сланцевого газа в Европе больше, чем газа плотных пород и угольного метана. Они представлены более широко и сосредоточены в 19 основных бассейнах (табл. 4.4).

Оценки возможных геологических ресурсов сланцевого газа (shale gas resources on-place) колеблются от 19,4 трлн м3 до 91,4 трлн м3, Shale gas central and eastern Europe: Section 1-4 // http://www.kpmg.com/Global/en/IssuesAndInsights/ArticlesPublications/shale-gas/Pages/ shale-gas-development-inevitable.aspx.

World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States = Release date: April 5, 2011.

а оценка технически извлекаемых ресурсов, чаще всего, лежит в пределах 15 трлн м3, хотя Управление энергетической информации США придерживается другой цифры – 22,6 трлн м3.

Таблица 4.4. Основные бассейны сланцевого газа в Европе Нидерланды, Великобритания Anglo-Dutch Basin Источник: Chew K., The shale frenzy comes to Europe, E&P magazine, 1 March 2010.

Пока коммерческая добыча сланцевого газа в Европе отсутствует.

При этом следует отметить, что многие газоносные бассейны имеют низкий потенциал промышленной добычи. Это объясняется как сложными геологическими условиями залегания ресурсов, так и прочими факторами, например, расположением отдельных бассейнов на территориях с высокой плотностью населения. При этом районами с более благоприятными условиями для развития добычи сланцевого Central and Eastern European Shale Gas Outlook.KPMG Global Energy Institute. KPMG International Cooperative.

газа (как, впрочем, и газа плотных пород) в Европе в ближайшей перспективе являются те, которые расположены в пределах территорий, на которых ведется (велась ранее) добыча традиционного газа.

На рис. 4.9 представлены районы добычи традиционного газа и районы распространения ресурсов сланцевого газа и газа плотных пород. В этом контексте наибольшим потенциалом промышленной добычи сланцевого газа обладают Нидерланды, северо-западная часть Германии и южная часть Венгрии.

Источник: IHS Cambridge Energy Research Associates (CERA) presentation at the Gas Infrastructure Europe conference in May 2009.

Рис. 4.9. Районы добычи традиционного газа (пробуренные и действующие скважины показаны точками) и распространения нетрадиционного газа Как уже было отмечено в разделе 3.1, в Европе разведанные запасы сланцевого газа в совокупности составляют почти 10% от общемировых20.

При этом на сегодняшний день опыт разработки месторождений сланцевого газа в Европе слишком мал для того, чтобы провести оценку имеющихся потенциальных ресурсов. Более половины всех Согласно World Shale Gas Resources: an Initial Assessment of 14 Regions outside the United States.

ресурсов сланцевого газа в Европе сосредоточено в двух странах. Наибольшие из них расположены в Польше (5,2 трлн м3, составляют 29% от общеевропейских, но менее 3% от общемировых ресурсов сланцевого газа). Второй страной по объемам ресурсов сланцевого газа является Франция (5,0 трлн м3, 28% от общеевропейских). С точки зрения имеющихся данных по оценке ресурсной обеспеченности и с учетом имеющихся районов газодобычи, наибольший потенциал добычи сланцевого газа имеют Германия, Франция, Польша и Венгрия.

Имеющиеся данные по количеству площадей21, на которые уже выданы лицензии для разведки и разработки ресурсов нетрадиционного газа, говорят о том, что наиболее быстрыми темпами процесс изучения ресурсов нетрадиционного газа идет в Польше и Германии (рис. 4.10). При этом в области сланцевого газа явным лидером выступает Польша.

Примечание ГПП – газ плотных пород, СГ – сланцевый газ, УМ – угольный метан Источник: IHS Cambridge Energy Research Associates (CERA) presentation at the Gas Infrastructure Europe conference in May 2009.

Рис. 4.10. Количество площадей, на которые выданы Однако в июне 2012 г. стало известно, что ExxonMobil отказалась от дальнейшей разведки сланцевого газа в Польше в связи с неутешиДанные на 2010 г. (источник: IHS).

тельными результатами пробуренных на юго-востоке страны скважин (не был получен постоянный, коммерческий дебит углеводородов).

В начале августа также отказалась продолжать работы на одном из своих концессионных участков в Польше, в Балтийском бассейне, английская компания 3Legs Resources, которая первой провела операцию ГРП в этой стране. Единственным на данный момент позитивным откликом является недавнее сообщение все той же 3Legs Resources, о том, что на ее скважине Lebien-2H получен приток в объеме 22 тыс. м3 в сутки без дополнительной закачки азота.

Следует отметить, что особую роль в будущем развитии добычи сланцевого газа в Европе играет экологический фактор. На сегодняшний день высока обеспокоенность относительно экологических последствий использования гидроразрыва пласта – основного технологического метода добычи сланцевого газа (также как и газа плотных пород). На этом фоне на сегодняшний день введены временные моратории на использование гидроразрыва пласта для разведки и разработки ресурсов сланцевого газа во Франции22, Болгарии;

планируется введение моратория также в Румынии. Отметим, что 19 сентября 2012 г. Комитет по энергетике и Комиссия по окружающей среде Европарламента приняли резолюцию относительно ГРП и разработки нетрадиционных залежей нефти и газа, где отмечается, что разведка залежей сланцевой нефти и газа в ЕС должна быть подкреплена «жесткими режимами регулирования».

Если говорить об экономической составляющей добычи сланцевого газа, то, согласно предварительным расчетам, стоимость строительства одной скважины на нетрадиционный газ в Европе в среднем в 2-3 раза выше, чем в США. Однако при этом стоимость скважины для добычи сланцевого газа в Европе незначительно отличается от стоимости скважин по добыче традиционного газа, добыча которого в последние годы становится все дороже (рис. 4.11), чего нельзя сказать о скважинах для добычи газа из плотных пород (затраты на их строительство составляют от 18 до 20 млн долл.).

Имеющиеся расчеты цен безубыточности23 сланцевого газа показывают, что для Германии они изменяются от 11,1 до 16,3 долл./млн Франция ввела мораторий на бурение горизонтальных скважин и ГРП до тех пор, пока не будут произведено достаточное количество исследований по экономическим, социальным и экологическим последствиям добычи сланцевого газа.

В цену безубыточности добытого сланцевого газа заложен ЧДД 10%. Эта цена включает непосредственные затраты на добычу сланцевого газа, налоговую составляющую, ROI (прибыль на инвестиционный капитал). Во временном контексте цена ориентирована на сланцевый газ, добыча которого начнется в 2015 г.

куб. футов, для Польши – от 7,9 до 12,1 в зависимости от газоносного бассейна (табл. 4.5).

Примечание. Затраты на бурение газовых скважин в США указаны для сланцевого газа Источник: расчеты IHS Cambridge Energy Research Associates (CERA) presentation at the Gas Infrastructure Europe conference in May 2009 по данным корпоративных отчетов, Wood Mackenzie.

Рис. 4.11. Расчетная стоимость бурения скважин для добычи Таблица 4.5. Расчетная цена безубыточности для сланцевого газа, который может добываться в Германии и Польше Источник: расчеты Oxford Institute for Energy Studies, 2010 г.

По оценкам ВР, опубликованным в январе 2012 г., суммарная добыча всех видов нетрадиционного газа (сланцевого, метана угольных пластов и др.) достигнет в Европе к 2030 г. всего порядка 50 млрд м3/год24, что будет составлять не более 8% газопотребления этого региона. Эта оценка подтверждает сделанный нами ранее выводы о том, что нетрадиционный BP Energy Outlook 2030.London, January 2012.

газ в ближайшие десятилетия будет выполнять функции, прежде всего, местного топлива, тем самым способствуя процессам регионализации газовых рынков.

Аргентина Предварительные разведочные исследования, проведенные в Южной Америке, свидетельствуют, что значительная часть всех ресурсов региона сосредоточена в нескольких странах, прежде всего в Аргентине, Бразилии и Колумбии. При этом Аргентина является единственной южноамериканской страной, которая наиболее близка к началу полномасштабной добычи сланцевого газа, прежде всего в бассейне Неукен (Neuquen). Объемы ресурсов сланцевого газа в стране оцениваются в 21,9 трлн м3, что ставит ее, как было отмечено в разделе 3.1, по этому показателю на третье место в мире.

В стране уже пробурено несколько скважин на сланцевый газ, однако необходимо проведение гораздо более масштабного бурения, прежде всего, с целью получения более точных оценок ресурсного потенциала. Коммерческая добыча сланцевого газа в промышленных объемах в стране ожидается уже в течение ближайших трех-пяти лет26. Как и в других странах, большинство проектов в области сланцевого газа в Аргентине реализуется как совместные предприятия с участием крупнейших транснациональных энергетических компаний.