Открытое акционерное общество «Научно-производственный центр

по сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли»

(ОАО «НПЦ «Недра»)

Сланцевые углеводороды

(Библиографический обзор)

г. Ярославль, 2012

УДК 553. 983 (048)

Составители

Библиографического обзора «Сланцевые углеводороды»

и переводчики английских текстов:

Цветков Лев Дмитриевич — руководитель группы тематических исследований Открытого акционерного общества «Научно-производственный центр по сверхглубокому бурению и комплексному изучению недр Земли» (ОАО «НПЦ «Недра»).

Цветкова Надежда Львовна — магистрант Кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Фото на обложке. 1960 г. В центре — руководитель Крымской геологической практики Алексей Алексеевич Богданов. В разные годы: проректор по строительству МГУ им. М.В. Ломоносова на Воробьевых горах, заведующий Кафедрой исторической и региональной геологии, декан Геологического факультета МГУ. Педагог, Ученый и Человек с большой буквы.

РЕФЕРАТ

В условиях «бума» исследований и добычи сланцевого газа и сланцевой нефти, распространяющегося из США по всему миру, возникает необходимость в своевременном теоретическом осознании важности этого явления геологическим сообществом и своевременной корректировке учебных программ профессиональной подготовки кадров не только нефтяников и газовиков, но и других специалистов геологической отрасли. В настоящее время на русском языке нет необходимых учебников или учебных пособий, освещающих своеобразную проблематику, связанную с нетрадиционными ресурсами «сланцевых углеводородов».

Предлагаемый Библиографический обзор «Сланцевые углеводороды» является скромным вкладом в популяризацию рождающегося нового направления геологической науки. В нем подобраны фрагменты более четырех десятков литературных источников на русском и английском языках, которые в совокупности дают, как представляется, достаточно полную картину состояния исследований и разработки нетрадиционных ресурсов «сланцевых углеводородов». Это касается как теоретической стороны, так и практического промышленного освоения месторождений такого рода нефти и газа. В работе рассмотрены наиболее успешные в освоении и перспективные поля (плеи) Северной Америки (США и Канады), отражено современное состояние работ в других странах мира.

Поскольку в условиях России, с ее богатейшими ресурсами традиционного природного газа, наибольшее практическое значение в ближайшие годы может иметь «сланцевая нефть» в работе приведена достаточно детальная информация о наиболее значимых нефтематеринских сланцевых толщах (доманиковая, баженовская, кумская и некоторые другие свиты). Первоочередное практическое значение могут иметь нетрадиционные ресурсы сланцевой нефти среднеэоценовой кумской свиты СевероЗападного Кавказа.

ВВЕДЕНИЕ

Если в предлагаемом ниже фрагменте публикации от 1863 года сместить события в наши дни (на полтора столетия) и заменить слово «петроль» (нефть) на «сланцевые углеводороды», то ситуация будет весьма узнаваемой:

О вероятности открытия месторождений нефти во внутренних губерниях России / Горный журнал или собрание сведений о горном и соляном деле с присовокуплением новых открытий по наукам к сему предмету относящихся. Часть III.

Геология, геогнозия и палеонтология. Санкт-Петербург. В типографии Иосафата Огризко. 1863 г.

В горный ученый комитет поступила копия с письма русского генерального консула в Нью-Йорке барона Остен-Сакена к генерал-лейтенанту Пашкову следующего содержания:

«Некто г. Чандор, поверенный частной компании, образовавшейся, повидимому, в С.-Петербурге для ввоза в Россию из Америки петроля (масла, изготовляемого из нефти), был у меня недавно с рекомендательным письмом;

я узнал также, что ему даны подобные же письма от Министерства иностранных дел к нашему посольству в Вашингтоне. Я не упущу всех случаев, которые мне представятся, для того, чтобы содействовать г. Чандору, имея в виду несомненную пользу от ввоза в Россию этого продукта, которого цена сравнительно очень низка, а применения весьма разнообразны.

Но я пользуюсь этим случаем, чтобы обратить внимание вашего превосходительства на важность, которую могут иметь изыскания в разных частях России для открытия источников петроля. Нефтяные источники близ берегов Каспийского моря, как бы они ни были изобильны, все-таки слишком удалены от центров потребления в империи, и дороговизна перевозки должна оказать чувствительное влияние на цену этого продукта. С другой стороны, в Америке опыт доказал, что не одна только каменноугольная формация доставляет петроль в изобилии: его находили в самых разнообразных геологических формациях, углубляясь в верхних слоях земли получали нефтяные ключи в таких местах, где никогда не предполагали их существования. Один из американских геологов, доктор Ньюберри, неоднократно обращал на это мое внимание, прибавляя, что, сколько ему известно строение русской почвы, он может, кажется, предсказать открытие источников петроля в разных губерниях России. Мнение доктора Ньюберри заслуживает тем большего доверия, что он специально занимался вопросом о петроле со всех его сторон, исследовал состав масла из разных источников, способы разведки, способы очищения масла и пр. Занимаясь по поручению федерального правительства геологическими исследованиями в западных частях Соединенных Штатов, он имел возможность приобрести во время своих путешествий большую опытность в этом деле.

Если предсказание доктора Ньюберри оправдается, то это будет изобильным источником национального богатства для России и, может быть, вместо ввоза петроля, мы в состоянии будем вывозить его.

Чтобы составить себе понятие о быстроте, с которой добывание этого продукта достигло в Соединенных Штатах нынешней своей важности, достаточно указать на следующие цифры: в 1859 году его добыто немного более 20 000 галлонов (около 7 400 ведер или 75,6 т); в 1860 г добыто 2 галлонов (около 740 000 ведер или 7 560 т), а в следующем уже около 000 галлонов (7 400 000 ведер или 75 600 т) выпущено в продажу. Числа эти не совершенно точны: но вот более верные сведения за 1862 год, в этом году было вывезено в другие страны из Нью-Йорка, Филадельфии, Балтимора и Бостона 11 402 382 галлона (4 212 268 ведер или 43 101 т), стоимость которых оценивается в 3,5 млн долл. (4 655 000 руб). Впрочем, вообще полагают, что эти официальные цифры ниже действительных, потому что один вывоз в Англию оценивают в 5 млн долл. (6 650 000 руб).

Я счел этот предмет довольно важным, чтобы обратить на него внимание министерства финансов; оно само изберет, что должно делать, чтобы исследовать вопрос о существовании источников петроля в России. Между тем я адресовал г. Чандора к доктору Ньюберри, находящемуся теперь в Луисвилле в Кентукки, в качестве члена комиссии народного здравия, учрежденной федеральным правительством. Я надеюсь, что он извлечет пользу из его познаний.

«Во всяком случае я думаю, что Правительство сделает очень хорошо, если распорядится произвести на свой счет изыскание, или по крайней мере возбудит внимание публики к пользе подобных поисков. Может быть даже было бы полезно призвать человека, столь опытного во всем, что касается этой отрасли промышленности, как г. Ньюберри. И предложить ему объехать Россию и представить правительству рапорт о результатах обзора».

Письмо барона Остен-Сакена, по положению ученого комитета, было передано на рассмотрение генерал-лейтенанта Гельмерсена, который следующим образом изложил свое мнение о нем:

«Из письма не видно на чем собственно г. Ньберри основывает заключение, что петроль должен находиться во многих местах Европейской России, но видно, что он недостаточно знаком со свойствами наших почв. За исключением меловой почвы, во всех прочих осадочных образованиях России в разных местах и с различной целью были углублены буровые скважины, доведенные иногда до глубины 800 футов (244 м), и ни в одной из них не оказалось признаков нефти. На основании этих данных надобно полагать, что в России (не говоря о западном побережье Каспийского моря) нет надежды на открытие нефти и что поиски и разведки, предлагаемые бароном Сакеном, едва ли могли увенчаться успехом.

В России горные смолы нигде не заключаются в горных породах в виде капельной жидкости, но бывают тесно смешаны с некоторыми из них, как то с сланцеватыми глинами нижней силурийской почвы в Эстляндской губернии, с горючим сланцем Тиманских гор, известным под названием домоника, из которого по временам приготовляли горную смолу; также с горючим сланцем юрской почвы в Симбирской и Оренбургской губерниях, и с глинами и рухляками на Самарской луке, на Волге, и на реках Сок, около Сергиевских серных вод. В последней местности, по показанию некоторых лиц, нефть в малых количествах всплывает на воде. Это единственный в России пункт, на котором поиски нефти имели бы некоторое основание: но полагаю, что поиски эти должны быть предоставлены частным лицам, а не горному ведомству».

В 2009 году в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проходило очередное научное совещание, на котором с интересным сообщением выступил директор Института проблем нефти и газа РАН академик А.Н. Дмитриевский. Два момента особенно привлекли внимание присутствующих:

Во-первых, докладчик констатировал, что нефтяная и газовая промышленность России на рубеже двух веков оказалась перед невиданными вызовами, которые создают необходимость смены парадигмы технологического развития нефтегазового комплекса России.

Во-вторых, он рассказал о забавной, но и грустной для наших специалистов, истории, случившейся несколькими месяцами ранее на одном из международных форумов, где официальный российский представитель с большим энтузиазмом рассказывал о предстоящем освоении уникального Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море, об открывающихся перспективах масштабного экспорта российского сжиженного газа в США. Сидевший рядом с А.Н.Дмитриевским американец поморщился и неожиданно сообщил, что в настоящее время импортный сжиженный газ США не нужен в принципе, поскольку у них началась промышленная разработка огромных залежей нетрадиционного сланцевого газа (Рис. 1, 2).

На XIX Губкинских чтениях, проходивших в ноябре 2011 года в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, в докладе В.И.Высоцкого (ОАО «ВНИИЗарубежгеология») была озвучена официальная информация о том, что в 2010 году добыча сланцевого газа в США производилась в пределах семи полей (плеев) и достигла 138 млрд м3 или 23% от общей добычи газа в этой стране.

Поворотным пунктом в разработке нетрадиционных сланцевых углеводородов (сначала газа, а затем и нефти) стал 2002 год, ознаменовавший начало бурения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом и закачкой пропантов. Для полноты картины остается только добавить, что в 2010 году добыча сланцевой нефти только на одном месторождении Баккен (Северная Дакота, США) достигла 13,6 млн.т.

Событие 2002 года, ставшее началом нового технологического этапа, не должно затмевать того очевидного факта, что добыча сланцевых нефти и газа в мире из поверхностных обнажений и с помощью вертикальных скважин началась за 200-250 лет до этого.

Вспомним классическую нефтегазоматеринскую сланцевую толщу – российский «доманик» (семилукский горизонт франского яруса верхнего девона), о котором еще в 1692 году сотрудник голландского посольства в России Николай Витсен писал, что на р. Ухте (Тиманский кряж, Республика Коми) на расстоянии 1,5 мили от волока из воды выделяется нефть и здесь же находится «доманик», который горит наподобие свечи [Witsen, 1692]. В году Федор Прядуков из этого «доманика» начал добычу нефти на р. Ухте и построил первый в мире небольшой нефтеперегонный завод. В 1855 году здесь была пробурена первая скважина глубиной 50 м.

Рис. 2. Обнажение сланцев Нью-Олбани (D2) Первая промышленная газовая скважина была пробурена в Соединенных Штатах в 1821 году во Фредонии (Fredonia), штат Нью-Йорк, с получением сланцевого газа из девонских черных сланцев формации Фредониа. Вскоре в этом районе было пробурено множество скважин на сланцевый газ, а сам газ использовался для бытовых целей и освещения улиц газовыми фонарями.

После того, как в 1859 году дала нефть скважина Дрейк (Drake), добыча газа отошла на второй план, поскольку значительно большие объемы стали добываться из традиционных (в нынешнем понимании) газовых резервуаров.

В сланцевых полях Хайнесвилл и Нью-Олбани разработка природного газа с использованием вертикальных скважин ведется более 100 лет, в сланцах Антрим добыча началась с 1940-х годов, в сланцах Барнетт с 1981 года.

Исследование вопроса объемов добычи сланцевых нефти и газа в СССР и России является задачей будущих исследований, но, например, только из одной сланцевой толщи – кумской свиты (P22) в Краснодарском крае с середины ХХ века было добыто не менее 100 млн.т.нефти и 50 млрд м3 газа.

Добыча нефти и газа из богатых углеводородами «сланцев», известная как «сланцевая нефть» или «сланцевый газ», является одним из наиболее быстро развивающихся направлений современной разведки и разработки ресурсов нефти и газа. Начинается формирование самостоятельной отрасли нефтегазовой науки и практики. Требуют ответа многочисленные вопросы о природе толщ, из которых осуществляется добыча сланцевой нефти и сланцевого газа.

Геологи и нефтяники, служащие государственного аппарата, политические деятели и, естественно, общественность нуждаются в объективном источнике информации о нетрадиционных ресурсах углеводородов в виде «сланцевой нефти» и «сланцевого газа», которые в течение ближайших лет могут составить более 50% добычи нефти и газа в крупнейшей экономике мира – Соединенных Штатах Америки.

Предлагаемый Библиографический обзор «Сланцевые углеводороды»

представляет сборник специально подобранных фрагментов более 40 опубликованных (в основном в 2009-2011 годах) работ на английском и русском языках. Вмешательство составителей Библиографического обзора в данные тексты заключалось в их выборочном использовании, сжатии информации, необходимых стилистических правках, а также непроизвольно проявлялось при возможных неточностях перевода.

1. СЛАНЦЕВЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

В РОССИЙСКИХ НАУЧНЫХ ПУБЛИКАЦИЯХ

Баженова О.К. Аутигенная нефтеносность – свойство глинисто-кремнистых толщ / Геология и геохимия горючих ископаемых (к 50-летию кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ: (1945-1995 гг.): Сборник. 1995 г.

Это одна из первых работ, в которой рассматриваются теоретические аспекты специфического типа пород, с которыми ныне связывают сланцевые углеводороды. Ниже приводится практически полный текст данной статьи О.К. Баженовой.

Аутигенная нефтеносность или нефтеносность нефтематеринских и прежде всего глинистых толщ известна давно; добыча нефти из «сланцев» ведется более 100 лет в Карпатском регионе, в Аппалачах, в Калифорнии. Нефть в «сланцах» обычно считалась аллохтонной, хотя прямых доказательств этому не приводилось. Коллектор в «сланцевых» толщах рассматривался как трещинный, даже если емкостные параметры трещин совершенно не соответствовали притокам флюидов. За последние 20 лет в подобных толщах был открыт ряд новых месторождений: Салымское в баженовской свите (J3) Западной Сибири, Окружное в пиленгской свите (P3) Восточного Сахалина и в том числе крупнейшее месторождение Пойнт-Аргуэлло-Уэсо в формации Монтеррей (N31) в акватории Калифорнии, благодаря этому интерес к «сланцевым» толщам резко возрос и особенно к их емкостно-фильтрационным свойствам и их возможности заключать в себе залежи углеводородов.

Глинистые толщи, содержащие нефть, издавна относились к «сланцевым» и в качестве основного породообразующего компонента в них считалась глина.

При более детальных исследованиях было установлено, что в подавляющей части известных нефтегазоносных сланцевых толщ в породообразующих количествах содержится аутигенный кремнезем, так же эти толщи характеризуются, как правило, повышенными концентрациями ОВ, то есть эти толщи являются углеродсодержащими глинисто-кремнистыми.

В таблице 1 приведены примеры месторождений, связанных с кремнистыми толщами. Как видно из таблицы, месторождения связаны с разными типами силицитов различного возраста. Промышленная нефтеносность кремнистых толщ известна по всему разрезу фанерозоя от ордовика до плиоцена, но в основном она приурочена к трем стратиграфическим уровням на платформах D3-C, в складчатых областях P3-N. Несмотря на различие в возрасте и литологии коллектора залежи в подобных толщах характеризуются определенными чертами, не свойственными обычным залежам в поровых коллекторах.

Так, например, нефть зачастую находится в порах катагенетически незрелых, не вышедших из зоны протокатагенеза. Породы-коллекторы характеризуются высокой пористостью матрицы, проницаемость же матрицы ничтожно мала, значения трещинной проницаемости достигают десятков миллидарси, но замеренные параметры фильтрационных свойств коллектора не соответствуют явно повышенным притокам флюидов.

Залежи нефти имеют слабую связь со структурным планом. В одних случаях эта связь полностью отсутствует – сланцы Спраберри, Пьерре, Манкос, Огайо, Санта-Мария-Велли. Залежи часто приурочены к периклиналям структур: Журавское, Прасковейское, Лост-Хиллс; в случае, когда же залежи приурочены к антиклинальным ловушкам, как например, Пойнт-АргуэллоУэсо, Окружное, Салымское, им также свойственна слабая связь со структурным планом. В залежах глинисто-кремнистых толщ часто отмечается АВПД с высоким коэффициентом аномальности. Пластовые давления в отдельных скважинах на отдельных глубинах часто резко различаются. Скважины характеризуются очень длительными «сроками жизни», многие «сухие» скважины начинают работать после применения вторичных методов обработки;

так же характерна «долгая жизнь» скважин, отдельные скважины в Предаппалачском бассейне работают более 100 лет. Для выявления залежей нефти в подобных толщах стандартные методы каротажа не эффективны.

На примере разновозрастных кремнистых толщ и прежде всего кайнозойских силицитов Тихоокеанского региона показано, что фанерозойское углеродное кремненакопление – фитогенное, с конца мезозоя источник ОВ и кремнезема – диатомовые. Состав ОВ и его нефтематеринский потенциал, а так же соотношение ОВ/кремнезем в этих толщах определяется, главным образом, экологическими и танатоценотическими особенностями фитоценоза.

Высокий уровень бактериальной переработки предопределил обогащенность исходного ОВ липоидными компонентами с повышенным содержанием гетероэлементов. В кремнистых углеродсодержащих толщах процесс генерации жидких УВ имеет пульсационно-синусоидальный характер, выразившийся в последовательном проявлении нескольких фаз, приуроченных для различных типов толщ суммарно к трем уровням катагенеза; количество фаз и конкретные уровни их проявления обусловлены геохимическими особенностями толщ и степенью гетерогенности структуры бактериально-альгагенного ОВ.

Как видно из таблицы 1, кремнистые толщи могут быть нефтеносными на разных уровнях катагенетической эволюции, но особый интерес как с теоретической, так и с практической точки зрения представляет аутигенная нефтеносность их выше ГЗН, проявившаяся в ряде бассейнов Тихоокеанского пояса. Этот уровень нефтеносности имеет очень большую практическую значимость, так как непосредственно затрагивает нефтеносность небольших (малых) глубин.

Аппалачский Кентукки, Хантер-Свил, Аутигенная нефтеносность зоны протокатагенеза обеспечивается протокатагнетическим нефтеобразованием, которое имеет место во многих известных нефтематеринских толщах (пиленгская свита Сахалина, формация Монтерей Калифорнии), оно обусловлено мягким термолизом смолистоасфальтеновых компонентов и низкоконденсированных структур керогена бактериально-фитогенного ОВ. Генетическая связь нефтей и ОВ этих толщ доказана характером распределения биомаркеров и другими геохимическими параметрами.

В кремнистых и кремнисто-глинистых толщах с широким диапазоном возможностей генерации УВ уровень аутигенной нефтеносности определяется уровнем формирования коллектора.

Среди кремнистых толщ относительно изученными являются коллекторы пиленгской свиты (P3) Окружного месторождения Восточного Сахалина, они изучались Р.В. Данченко, Л.В. Кузнецовой, В.С. Свитенко, А.И. Юрочко и др. Наиболее распространенным типом нефтесодержащих пород на этом месторождении являются опоковидные силициты, кремнезем в которых представлен опалом-КТ и халцедоном. Матрица породы имеет глобулярную структуру, и емкостные свойства обеспечиваются главным образом порами между глобулами и агрегатами глобул; преобладающий размер пор 0,5-3 мкм.

Фильтрационные свойства коллектора определяются трещиноватостью; раскрытость трещин варьирует от 3 до 100 мкм, трещинная проницаемость, по данным А.М. Юрочко, достигает 150 мДарси, то есть коллектор пиленгской свиты трещинно-межглобулярный, характеризующийся высокой площадной неоднородностью. Коллектор такого типа формируется в существенно кремнистых толщах с момента возникновения глобулярной структуры пород, связанной с переходом аморфного кремнезема – опала А в опал-КТ, происходящим на градации ПК2-ПК3 и появлением кварц-халцедоновой модификации на градации ПК3. Видимо, с аналогичным типом коллектора связана нефтеносность на ряде месторождений Калифорнии, как старых – Элк-Хилс, Сонсет, Касмалия, Ломпок, так и во вновь открытых – Пойнт-Аргуэлло-Уэсо, Южный Элвут и др., на которых нефтеносность связана с нижней частью зоны опала-КТ и халцедоновой зоной. Именно халцедоновая форма кремнезема является тем оптимальным вариантом для коллектора этого типа, когда в породах еще сохраняются глобулярная микроструктура и, в то же время, создаются условия для возникновения трещиноватости.

При более высоком преобразовании кремнистой толщи (МК2-МК3), то есть в кварцевой зоне, емкостные свойства коллектора так же определяются трещиноватостью и реже пустотами в реликтах биогенной структуры и выщелачивания; параметры пористости и проницаемости варьируют в очень широких пределах; тип коллектора можно определить как пустотно-трещинный. В кремнисто-глинистых-карбонатных породах (баженовская свита, формация Баккен, Вудфорд, доманиковый горизонт и др.) т.е. в 3-х - 4-х компонентных толщах в формировании природного резервуара участвуют все составляющие – кремнезем, глинистое вещество, карбонат и ОВ с разной интенсивностью. В высокоуглеродистых толщах основная роль принадлежит ОВ. Зона оптимальных коллекторов в подобных толщах соответствует ГЗН (МК1-МК3).

Интенсивная генерация обусловливает ряд взаимосвязанных процессов: высвобождение пространства за счет расхода части ОВ, возникновение в очаге генерации АВПД, образование микротрещин и в результате – формирование коллектора и микроскопления одновременно.

Эмиграция микронефти из микроочага в ловушку зачастую происходит при освобождении пространства, то есть в процессе разработки залежи. В подобных случаях становится понятной чрезвычайно «долгая жизнь» скважин, несоответствия добытой нефти и параметров первично установленной ловушки.

Наиболее благоприятными для аутигенной нефтеносности являются высококремнистые толщи с высокими концентрациями бактериально-фитогенного ОВ; типа формации Монтерей, в которой формирование коллектора происходит как за счет трансформации кремнезема на градации ПК3-МК1, так и за счет генерации ОВ и ГЗН; промышленная нефтеносность этой формации установлена по всему разрезу.

Потеря коллекторских свойств и экранирование флюидов в кремнистых толщах часто обусловлены катагенетическими изменениями, в таких случаях возникают так называемые «катагенетические» ловушки. Вероятно, с подобными катагенетическими ловушками связаны залежи месторождения СантаМария-Велли (Калифорния), приуроченные к четырем выклинивающимся на моноклинали проницаемым зонам в кремнистых сланцах. В пределах каждого крупного изостадиального уровня формирование катагенетических ловушек определяется неравномерностью преобразования пород в зависимости от соотношения и характера распределения глинистой, кремнистой и углеродистой компоненты. Предпосылки возникновения катагенетических ловушек закладываются в седиментогенезе – сложномозаичный характер распределения глинистой, кремнистой и углеродной составляющих.

Таким образом, основное условие аутигенной нефтеносности: глинистокремнистая углеродсодержащая толща как элемент осадочного бассейна и внутри него – автономная система, свойство которой пространственное, а в некоторых случаях и временное, единство процессов генерации УВ и трансформации минералов кремнезема, глинистой или карбонатной составляющих, имеющих на разных этапах катагенетической истории и приведших к формированию коллекторов, в отдельных случаях, и ловушки, и в итоге – залежи.

Дмитриевский А.Н., Высоцкий В.И. Сланцевый газ – новый вектор развития мирового рынка углеводородного сырья / Ниже приводится изложение этой обзорной работы.

«Газовая революция», «сланцевая лихорадка» и другие подобные заголовки статей в журналах и газетах, появившиеся в изобилии после Мирового газового конгресса (Буэнос-Айрес, октябрь 2009), свидетельствуют о том, что интерес к новой для многих стран проблеме получения газа из глинистых сланцев приобретает глобальное значение. При этом некоторые аналитики прогнозируют, что, благодаря освоению этого нетрадиционного вида энергоресурсов, США, Европа и Китай в ближайшее десятилетие в значительной мере снизят свои импортные потребности, а в более отдаленной перспективе смогут полностью удовлетворить их за счет собственных ресурсов.

Начало промышленной добычи газа из сланцев относится к 80-м годам прошлого столетия, когда на северо-востоке штата Техас стали бурить неглубокие вертикальные скважины (150-750 м) и, используя гидравлическую стимуляцию, начали извлекать газ из глинистых сланцев каменноугольного возраста (формация Барнетт). Дебиты скважин составляли около 3 тыс м3 в сутки и запасы на скважину оценивались в среднем 7 млн м3. Постепенно совершенствовалась технология добычи, и к 2000 году она уже составила 13 млрд м3. В 2002 году начался новый технологический этап – бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом и закачкой пропантов. Добыча стала расти, и уже в 2005 году составила 23 млрд м3. С 2003 года стали разведываться сланцевые поля в Оклахоме, Пенсильвании, Луизиане и других штатах. В 2009 году добыча производилась на семи полях и достигла 67 млрд м3 или 11,3% от общей добычи газа в США.

Кроме США началась добыча сланцевого газа и в Канаде на двух участках, которая в 2009 году составила 5 млрд м3 (2,6% от общей добычи газа в стране).

Говоря о сланцевых полях, в англоязычной литературе обычно используют термин «плей». Под плеем в нефтегазовой геологии понимают совокупность однотипно построенных месторождений, разведка которых ведется одинаковыми методами и техническими средствами. То есть газосодержащий сланцевый плей содержит, по-существу, одно месторождение, контуры которого определяются с помощью следующих параметров.

Первый – содержание глин. Сланец является горной породой, которая состоит из глинистых и неглинистых минералов (кварца и полевых шпатов).

Содержание глин в газосодержащих сланцах не должно превышать 50 процентов, иначе сланец будет подвержен пластичным деформациям, а значит, не сможет образовывать трещины, которые являются основными путями миграции газа, то есть определяют его проницаемость.

Второй – количество органического вещества. Оно должно превышать один процент, чтобы генерировать промышленные газовые скопления.

Третий – степень зрелости органического вещества в сланцах, которая в большинстве случаев определяется по отражательной способности витринита – микроскопических остатков высшей растительности. Она выражается в условных единицах и обозначается символом Rо. Массовая генерация газовых углеводородов – главная зона газообразования фиксируется значениями Rо более единицы.

Четвертый – пористость. Она должна составлять не менее 3-х процентов, для того, чтобы сланец содержал достаточные для разработки объемы газа.

В настоящее время в США оконтурено 37 газосланцевых плеев, суммарной площадью более 1 млн км2. Эти плеи обособляются, главным образом, в пределах осадочных бассейнов как платформенного (Пермский, Мичиганский, Иллинойсский и др.), так и внутрискладчатого (Грин Ривер, Уинта, Парадокс и др.) типов. По геологическому возрасту большая часть плеев содержит газоносные сланцы девона, карбона (миссиссипий и пенсильваний), поздней юры и позднего мела. Наиболее изученным является плей Барнетт, расположенный на северо-востоке Техаса, в бассейне Форт Ворт. Газосодержащие сланцы верхнего карбона одноименной с плеем формации залегают на глубинах 750-2400 м. Суточная добыча по состоянию на июль 2009 года составляла 136 млн м3.

Стоимость бурения одной скважины, включая операции по гидроразрыву пород продуктивного пласта, определяется ее глубиной, протяженностью горизонтальной части ствола и затрат на гидроразрыв, изменяется от 3 млн долл. (плей Барнетт) до 10 млн долл. (плей Хорн Ривер).

Анализ данных по разрабатываемым плеям Северной Америки позволяет сделать следующие выводы:

1. Запасы на скважину в наиболее перспективных зонах изменяются от 80 млн м3 (Барнетт) до 140 млн м3 (Вудфорд).

2. Дебиты на начальном этапе составляют до 500 тыс. м3/сутки. В течение года они снижаются на 70%, затем начинается медленное падение 3. Жизненный цикл скважины в большинстве случаев 8-12 лет.

4. Удельная плотность ресурсов – 150-3500 млн м3/км2.

5. Стоимость скважины – от 3 до 10 млн долларов.

6. Для интенсификации притока используется технология StageFrac с закачкой воды и пропантов (гранулированные алюмосиликаты).

7. Себестоймость добычи газа – 100-150 долл./1000 м3.

8. Структура затрат: буровая установка – 20-25%, насосы высокого давления для гидроразрыва и интенсификации притока – 30-40%, трубная продукция – 10-15%.

Авторы сделали оценку мировых ресурсов сланцевого газа (около 200 трлн м3) и их распределение по отдельным регионам и странам (Западная и Восточная Европа – 11,2 трлн м3, Китай – 12,2 трлн м3, Россия – 20, трлн м3). В Европе первоочередными объектами исследований являются силурийские сланцы в Польше, намюрские и посидониевые (верхнеюрские) сланцы в Германии и Нидерландах, кембрийские сланцы Алюм на юге Швеции.

По мнению авторов, наибольшими перспективами обнаружения газосланцевых плеев располагает Польша и прежде всего ее северная часть – Гданьская впадина. В этом районе главным объектом являются силурийские сланцы, залегающие на глубинах от 500 до 3500 м.

В Китае выделено 4 первоочередных района в бассейнах Тарим, Турфан, Ордос и Сычуань, где ресурсы сланцевого газа оцениваются в интервале от 600 до 1280 млрд м3. По мнению национальной компании «Sinopec» суммарные ресурсы сланцевого газа в Китае составляют 45 трлн м3.

В ближайшие 5-7 лет добыча сланцевого газа может начаться в Польше, Китае и Австралии.

В заключение, авторы отмечают, что развитие сланцевой индустрии может привести к снижению импорта газа в основных газопотребляющих странах, приостановке или отмене ряда проектов по строительству заводов СПГ и регазификационных терминалов, к изменению ценообразования на газ.

В России использование сланцевого газа целесообразно лишь для местных нужд районов, удаленных от газотранспортных систем, где его разведка и добыча будут экономически более выгодными, чем строительство газопроводов.

Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводородов России / Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. № 3. 2011.

Ниже приводятся основные положения данной статьи.

Отмечается, что опыта разработки сланцевого газа человечеством накоплено пока недостаточно. Углеводороды (УВ) генетически связаны с нефтематеринскими толщами, при этом, когда отток флюидов из последних затруднен, создаются условия сохранения УВ непосредственно в этих толщах.

В случае высоких цен на энергоносители становится рентабельным добывать газ из обогащенных органическим веществом (ОВ) нефтематеринских (обычно сланцевых) толщ. Это не значит, что нельзя таким образом добывать и сланцевую нефть, просто это более затратно и в современных условиях экономически не оправдано.

Начало современного этапа разработки и промышленной добычи сланцевого газа датируется 2002 годом, когда в США компания «Шлюмберже» на сланцевом поле формации Барнетт пробурила первую горизонтальную скважину на сланцевый газ с использованием технологии гидроразрыва. Глубины залегания продуктивных отложений меняются от 1 км (Файеттевилл) до 4 км (Хайнесвилл) и в среднем составляют около 2 км. Эффективная мощность продуктивной толщи меняется от 21-36 м (Антрим) до 30-183 м (Файеттевилл) при средних значениях около 40 м. Возраст газосланцевых формаций датируется в диапазоне от среднего девона (Марселлус) до поздней юры (Хайнесвилл).

Определяющими условиями являются:

• высокое содержание в формации ОВ (как правило, выше 2%);

• соответствующая катагенетическая зрелость ОВ;

• присутствие в составе формаций пород, способных формировать трещинные коллекторы (примесь кварцевых алевролитов, кремнистого вещества, карбонатов);

• пористость отложений, составляющая не менее 5% для того, чтобы сланец содержал достаточные для разработки объемы газа;

• наличие перекрывающих и подстилающих толщ, обеспечивающих удержание УВ-флюидов в нефтематеринской формации.

С технологических позиций добыча сланцевого газа обеспечивается сочетанием 3-х компонентов: усовершенствованием моделирования залежей, бурением горизонтальных скважин, проведением стадийных гидроразрывов пластов (ГРП). В наиболее распространенном варианте технология разработки сводится к бурению параллельных горизонтальных скважин с одной кустовой площадки и последующим распространением таких площадок на всю площадь поля. Протяженность горизонтальных скважин достигает 1200 м.

При добыче сланцевого газа бурят 6-8 горизонтальных скважин на одну квадратную милю (2,3-3,1 скважин на 1 км2). При гидроразрыве пластов обычно используется вода, содержащая песок в качестве расклинивающего наполнителя и до 2% химических реагентов для улучшения свойств смеси. Для одной операции ГРП требуется около 4000 т воды и 200 т песка. В среднем в течение года на каждой скважине производится по 3 операции ГРП. Начальные дебиты газовых скважин варьируют от 42 до 230 тыс. м3. Имеющийся сегодня опыт разработки сланцевых полей позволяет оценивать коэффициент извлечения газа из сланцев, который составляет 10-20%.

В густонаселенных территориях за пределами США практические шаги по реализации добычи УВ из сланцев вызывают негативную реакцию. Это связано с выводом земель на участке месторождения из активного землепользования и отрицательным воздействием на экологию окружающей среды.

Особое беспокойство вызывает возможность ухудшения качества питьевой воды, так как длина трещин гидроразрыва достигает 150 м и не исключается их распространение в вышележащие водонасыщенные пласты.

Себестоимость добычи сланцевого газа зависит от горно-геологических условий конкретного газосланцевого поля и оценивается разными экспертами примерно одинаково – от 150 до 300 долл/тыс. м3. Так, себестоимость добычи последнего из месторождения «Северное» в Катаре составляет 17 долл тыс. м3, а из сеноманских месторождений Ямало-Ненецкого АО – порядка 20 долл/тыс. м3.

По оценке Международного энергетического агентства (2009) мировые ресурсы сланцевого газа оцениваются в 456 трлн м3, что почти в 2,5 раза превышает запасы традиционных газовых месторождений, которые составляют 185 трлн м3. По территории России оценок ресурсов сланцевых УВ не проводилось.

По литологическим и геохимическим характеристикам, а также по коллекторскому потенциалу разрабатываемые с целью добычи УВ сланцевые толщи соответствуют баженовским отложениям Западно-Сибирской плиты и их аналогам в других регионах (доманиковым, куонамским и др.). Ниже рассматриваются распространение и геологические характеристики таких обогащенных ОВ формаций на территории России (Рис. 3, 4).

Рис. 3. Схема распространения на территории России толщ (свит), Рис. 4. Оценка прогнозных сланцевых УВ на территории России в рифее в пределах Восточно-Сибирской платформы выделяются три свиты со средним содержанием ОВ 3%: шунтарская, малгинская и аянская.

Первая приурочена к западному борту Байкитской антеклизы, вторая – к Алдано-Майскому прогибу, третья – вскрыта скважинами во внутреннем поле платформы на Катангской седловине. Отложения рассматриваемых свит представлены битуминозными аргиллитами с прослоями алевролитов и мергелей. Диапазон концентрации Сорг – 0,15-8,03%. Мощность свит меняется от 20 до 70 м. По косвенным признакам (глубина погружения отложений, притоки газа в вышележащих горизонтах) их насыщение – газовое.

в кембрии – широко развиты отложения куонамской свиты, протягивающиеся полосой шириной до 200 км вдоль восточного края платформы и представленные переслаиванием мергелей и аргиллитов (до алевролитов).

Содержание Сорг – 0,10-19,51% при средних значениях 4,38%. Мощность отложений – от 30 до 70 м. Предполагается, что наиболее погруженная (восточная) часть отложений свиты будет иметь газовое насыщение, а западная – нефтяное. Аналоги куонамских отложений вскрыты скважинами на территории юго-востока Западно-Сибирской плиты, под мезозойской толщей. Они имеют те же характеристики, что и вышеописанные отложения. Насыщение их предполагается газовое.

в силуре на северо-западе Восточно-Сибирской платформы отмечаются два поля развития отложений граптолитовой свиты. Породы представлены черными, темно-серыми листоватыми аргиллитами, в основании свиты отмечается прослой черного битуминозного известняка. Содержание Сорг – от 0,19 до 11,21% при средних значениях 2,95%. Мощность отложений около 50 м. Учитывая значительную глубину погружения, можно предположить, что насыщение отложений будет газовым.

• в девоне на Русской плите отложения доманиковой свиты протягиваются вдоль Урала – от Прикаспийской синеклизы на юге до Печорского моря на севере. Для свиты характерны битуминозно-глинисто-карбонатные отложения мощностью от 14 до 50 м. Диапазон концентрации Сорг – 0,11среднее содержание – 4,95%. Предполагается, что наиболее погруженная восточная часть области распространения свиты будет иметь газовое насыщение, а западная – нефтяное.

• в юре практически в пределах всей Западно-Сибирской плиты распространены отложения баженовской свиты и ее региональных аналогов (мулымьинской, тутлеймской свит), а в Енисей-Хатангском прогибе – отложения яновставской свиты. Отложения баженовской свиты – наиболее изученная толща, содержащая сланцевые УВ.

• в среднем эоцене сланцевые УВ представлены кумской свитой Северного Кавказа. Разрез кумской свиты слагают мергели, аргиллиты, прослои алевролитов и песчаников. Мощность отложений 10-200 м. Содержание Сорг в пределах 0,20-8,07%, при средних значениях 2,1%. Учитывая глубину погружения, можно предположить газовое насыщение.

• в нижнем-среднем олигоцене способностью содержать сланцевые УВ обладает хадумская свита (низы майкопской серии) Северного Кавказа.

Она сложена глинами с прослоями мергелей (до известняков) и алевролитов. Мощность отложений меняется от 25 до 90 м, составляя в среднем 50 м. Диапазон концентрации Сорг – 0,25-9,82 м при среднем содержании 2,02%. К хадумским отложениям приурочено Расшеватовское газовое месторождение.

• в нижнем миоцене Сахалина и Камчатки изучены наиболее молодые черносланцевые толщи России. Это глинисто-кремнистые отложения даехурейской и уйминской свит (северо-восток Сахалина) и их аналогов вивенской и кулувенской свит (юго-запад Камчатки). Мощность отложений составляет 100 м. Катагенез ОВ находится на стадии МК3, предполагается, что породы будут иметь газовое насыщение.

Помимо выделенных перспективных толщ авторами отмечается ряд слабоизученных формаций, способных содержать сланцевые УВ:

• рифейские отложения в депрессионных зонах Мезенской синеклизы;

• мощные толщи широкого возрастного диапазона (кембрий-карбон) на п-ве Таймыр;

• линзы глинисто-кремнистых отложений карбона Камско-Кинельской системы прогибов;

• нижнепермские флишоиды Предуральского прогиба Оренбуржья;

• крупные линзы глинисто-кремнистых нижнеюрских отложений южных и центральных районов Западной Сибири.

Наибольшее внимание А.М. Жарков уделяет баженовской свите Западной Сибири, которая была выделена в разрезе осадочного чехла в 1959 году и первоначально рассматривалась как геофизический репер, затем – как региональный флюидоупор, нефтематеринская толща. В 1961 году Ф.Г. Гурари высказал предположение о возможном наличии в ней залежей УВ, после получения в 1968 году промышленного притока нефти на Салымском месторождении баженовская свита была отнесена в разряд продуктивных. С современных позиций отложения свиты относятся к дистальным частям клиноформных толщ, которые накапливались в зонах некомпенсированного осадконакопления и стратиграфической конденсации.

Возрастной диапазон развития баженовской свиты и ее региональных аналогов меняется в субширотном направлении: кровля баженовских отложений отмечается преимущественно в берриасе, кровля же мулымьинской и тутлеймской свит – соответственно в готериве и валанжин-готериве. Отложения залегают на глубинах 2400-3100 м, их мощность меняется от 10- до 35-40 м. Породы имеют микрослоистый облик и представлены четырьмя породообразующими компонентами: глинистыми минералами (гидрослюда, в незначительных количествах – хлорит и каолинит) – 5-68%; минералами кремнезема (халцедон, опал, кварц) – 25-40%; твердым органическим веществом сапропелевого типа (кероген) – 10-15%; карбонатными минералами (кальцит, доломит, редко сидерит, следы анкерита) – 1-60%.

Попытки расчленения разреза баженовской свиты на отдельные литотипы предпринимались неоднократно, однако исследователи всегда сталкивались с чрезвычайной изменчивостью пород, отсутствием четких границ между выделяемыми литотипами. Открытая пористость отложений изменяется от до 14%, составляя в среднем 8%. По морфологическим типам здесь развиты трещинно-поровые и трещинные коллекторы, где проницаемость обеспечивается в основном микротрещинами.

Анализ накопленного материала по характеристикам проницаемости показал, что фильтрационные свойства пород определяют следующие факторы:

• структурные особенности рассматриваемого разреза и структура порового пространства слагающих его пород;

• интенсивность трещиноватости и ее генезис;

• подвижность (вязкость) пластового флюида, обусловленная перепадами пластовых температур.

Влияние трещиноватости на проницаемость пород баженовской свиты, несомненно, является определяющим. Выделяются две основные взаимосвязанные системы трещин: субвертикальная, связанная с дизъюнктивной тектоникой, и преимущественно горизонтальная микротрещиноватость, формируемая под действием повышающегося порового давления в местах генерации УВ. В отложениях баженовской свиты выявлено свыше 50 залежей нефти и газа.

Катагенетические характеристики ОВ в составе свиты относительно выдержаны для южных и центральных районов плиты и соответствуют стадиям МК1-2, отвечающим Главной зоне нефтеобразования. К северу от Обской губы катагенез ОВ возрастает до стадии МК4-5, что соответствует Главной зоне газообразования. Следовательно, в осадочном чехле плиты выделяются две крупные области УВ-насыщения пород свиты: к северу от широты Обской губы – газовая, к югу – нефтяная.

Как показало изучение верхнего и нижнего экранов баженовской свиты в Красноленинском и Салымском районах, содержание глинистого вещества в них достигает 75-85%. Оно представлено смешаннослойными смектитгидрослюдистыми образованиями (25-35%), гидрослюдами (25-35%), хлоритом (10-15%), каолинитом (5-10%). Примесь мелкоалевритового рассеянного материала обычно не превышает 10-15%, карбонатного вещества – 2-4%. Такие породы в пластовых условиях являются для нефти практически непроницаемыми. Однако при опесчанивании или резком сокращении до 2-3 м мощности флюидоупора (георгиевской свиты) изоляция толщи может нарушаться, допуская переток нефти в нижележащие проницаемые пласты.

Таким образом, баженовская свита представляет собой 30-35 метровую битуминозную низкопоровую и преимущественно непроницаемую (слабопроницаемую) толщу, внутри которой на разных уровнях развиты прерывистые слои и линзы нефте- и газонасыщенных пород с повышенными коллекторскими характеристиками, иногда гидродинамически связанными между собой.

Оценка прогнозных ресурсов УВ, приуроченных к отложениям выделенных перспективных толщ, выполнена методом сравнительных геологических аналогий. Поскольку добыча сланцевой нефти лишь вопрос времени, ее прогнозные ресурсы оценивались наряду с прогнозными ресурсами газа. Для области распространения пород с нефтяным насыщением в качестве эталонного участка выбрано Средненазымское месторождение (и обрамляющая его территория), где вскрыта крупная нефтяная залежь в отложениях баженовской свиты. Прогнозные ресурсы нефти, связанные с отложениями баженовской свиты оценены в 9 671 млн т. по категории Д1.

Для области газового насыщения баженитов использовался внешний эталонный участок в виде газосланцевого поля Хайнесвилл на границе штатов Техас и Луизиана (США). Прогнозные ресурсы сланцевого газа в баженовской свите Западной Сибири составляют 5 119 млрд м3.

Для других территорий выбор эталонных участков обуславливался принципом подобия со сланцевыми полями США. Для рифейских и кембрийских отложений – это газосланцевое поле Вудфорд, для граптолитовых сланцев Восточной Сибири – газосланцевое поле Антрим, для палеогеновых и неогеновых отложений Северного Кавказа и Дальнего Востока – газосланцевое поле Файеттевилл.

В целом, для территории России прогнозные ресурсы сланцевого газа составляют 9,5 трлн м3, сланцевой нефти – 11,3 млрд т. Обращает на себя внимание преобладание прогнозных ресурсов нефти, что обусловлено спецификой зрелости ОВ в выделенных перспективных толщах.

В России вполне возможна разработка сланцевых формаций на ограниченных территориях для местного потребления (например, в Татарстане, Оренбургской области, на юго-западе Камчатки). В качестве эталонного объекта для освоения технологии разработки предлагается использование баженовской свиты Западной Сибири.

В.И. Высоцкий. Конкуренция растет. В последние годы добыча сланцевого газа в США резко выросла // Российские недра (Печатное издание Федерального агентства по недропользованию) № 18 (129). 14 декабря 2011 г.

Начало промышленной добычи газа из сланцев относится к 80-м годам прошлого столетия, когда на северо-востоке штата Техас стали бурить неглубокие вертикальные скважины (150-170 м) и извлекать газ из глинистых сланцев каменноугольного возраста (формация Барнетт). Но вначале дебиты скважин составляли около 3 тыс. м3 в сутки, а запасы на скважину оценивались в среднем 7 млн м3. Поэтому государства, обладающие большими запасами природного газа и, в первую очередь, Россия не считали сланцевый газ серьезным конкурентом природному, так как он стоил значительно дороже.

Но постепенно добыча сланцевого газа в США увеличивалась, и в году она уже составила 11 млрд м3. В 2002 году начался новый технологический этап – бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом и закачкой пропантов – гранулированных алюмосиликатов. Добыча стала бурно расти, и в 2005 году составила 23 млрд м3. С 2003 года стали разведываться сланцевые поля в Оклахоме, Пенсильвании, Луизиане и других штатах. В 2010 году добыча достигла 138 млрд м3 или 23% от общей добычи газа в США.

На начало 2011 года доказанные запасы сланцевого газа в США составили 0,96 трлн м3, а неразведанные ресурсы – 23,4 трлн м3. За последние три года ресурсы выросли в три раза.

По мнению В.В. Дребенцова, вице-президента по внешним связям российского подразделения группы компаний «British Petroleum», реальность достаточно близкого будущего состоит в том, что США, скорее всего, станут экспортером собственного газа.

Согласно последнему прогнозу, доля сланцевого газа в структуре потребления в этой стране возрастет к 2035 году до 45%, а импорт составит всего 1%. Поэтому в новом прогнозе уже не фигурирует трансконтинентальный газопровод с месторождений Аляски, который ранее предполагалось ввести в строй к 2023 году. Столь быстрому развитию промышленной добычи сланцевого газа способствует то, что выявление его месторождений в США не требует существенных затрат, так как страна очень хорошо изучена бурением.

Несмотря на успехи США, в других странах, за исключением Канады, геологоразведочные работы на сланцевый газ до недавнего времени не проводились.

Импульсом для международного внимания к этому новому энергетическому источнику послужило выступление руководителя компании «ВР»

Тони Хейуорда на Международном газовом конгрессе в октябре 2009 года в Буэнос-Айресе. В своем выступлении Тони Хейуорд рассказал о «тихой революции», которая произошла в Северной Америке.

В средствах массовой информации и на научных конференциях появились взаимоисключающие точки зрения. Одни говорили о том, что это «миф» или «газовый пузырь», другие утверждали, что развитие газосланцевой индустрии может распространиться на большинство стран мира и существенно повлияет на мировой газовый рынок.

В 1997 году была дана первая оценка мировых ресурсов сланцевого газа – 460 трлн м3. Ее автор, американский геолог Х.Рогнер, сразу же подчеркнул, что эта оценка в значительной степени умозрительна. Особенно, когда такая оценка дается на территории, находящиеся за пределами США. При этом он еще указывал, что эта величина отражает только геологические ресурсы. Говорить о технически извлекаемых преждевременно.

Но когда проснулся международный интерес к ресурсам сланцевого газа, энтузиасты стали забывать, что оценка Х. Рогнера – это только геологические ресурсы. И распространенным стало мнение, что ресурсы сланцевого газа сопоставимы с ресурсами традиционного газа. Но это, конечно, не так!

Если использовать средний коэффициент извлечения газа из сланцев в США (0,25), его мировые ресурсы составят 115 трлн м3, что более чем в пять раз меньше начальных извлекаемых ресурсов традиционного газа. И этого следовало ожидать, поскольку для «традиционного газа» спектр возможностей его образования и концентрации в залежах гораздо шире.

В 2010 году В.И. Высоцким была проведена оценка мировых ресурсов сланцевого газа с использованием метода геологических аналогий с выявленными газосланцевыми месторождениями США. При этом были приняты следующие эталонные геологические и расчетные параметры: подавляющая часть ресурсов сланцевого газа приурочена к осадочным бассейнам древней Северо-Американской платформы и обрамляющим ее прогибам и впадинам.

Общая площадь бассейнов с газосланцевыми полями в США составляет 2600 млн км2, начальные технически извлекаемые ресурсы – 24,66 трлн м при коэффициенте извлечения 0,25. Разделив последнюю величину на площадь, получаем удельную плотность извлекаемых ресурсов сланцевого газа в осадочных бассейнах США – 9,5 млн м3/км2. Площадь осадочных бассейнов древних платформ мира составляет 19,7 млн км2 и, соответственно, умножая ее на эталонную удельную плотность, получаем 115 трлн м3 у американского ученого.

В России извлекаемые ресурсы сланцевого газа оценены в объеме 9,6 трлн м3. Эта цифра взята из первой российской публикации на эту тему (Жарков А.М., ВНИГРИ). Кроме этого, были уточнены ресурсы сланцевого потенциала Украины – 1,8 трлн м3, Польши – 3,6 трлн м3, Китая – 26 трлн м и других стран.

В результате оценок, проведенных в 2011 году в «ВНИИЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ», мировые извлекаемые ресурсы сланцевого газа были несколько снижены и составили 160,2 трлн м3.

Относительно недавно, в апреле 2011 года, на сайте US Energy Information, было опубликовано исследование, посвященное оценке мировых ресурсов сланцевого газа. Это исследование подготовлено известной консалтинговой компанией «Advanced Resources Internatinal» (ARI). Оно содержит подсчет ресурсов сланцевого газа для 14 районов в 32 странах мира. Извлекаемые ресурсы изученных районов при среднем Кизвл=0,25, оценены в 187,3 трлн м3.

При этом следует отметить, что в подсчет не вошли страны Ближнего Востока и СНГ, за исключением Украины.

Сравнение с предыдущими оценками показывает значительные расхождения по отдельным регионам мира. Сейчас трудно судить о причинах расхождений, хотя, исходя из геологических позиций, оценки ARI представляются завышенными для Африки, Азии и, особенно, Европы.

В настоящее время газосланцевый потенциал наиболее активно изучается в зависимых от импорта странах, прежде всего, Европе, в Китае и Индии. В них уже выданы лицензии на поисковые работы и пробурены первые скважины.

Китай планирует к концу 2015 года начать добычу сланцевого газа. С этой целью в страну приглашены крупнейшие компании мира – «Shell» и «Chevron», которые имеют значительный опыт в освоении этого вида энергетического сырья. Помимо этого, за последние три месяца китайские государственные компании потратили более 6 млрд долларов на приобретение активов в проектах по разработке сланцевого газа в Северной Америке, что обеспечивает им доступ к современным технологиям.

Среди европейских стран в ближайшее десятилетие добыча сланцевого газа может начаться в Польше, Германии и Украине. Прогнозировать уровни добычи сланцевого газа в этих странах можно лишь весьма ориентировочно, исходя из их ресурсного потенциала и ожидаемых темпов его освоения.

Предполагаемый объем добычи можно оценить по аналогии с темпами освоения ресурсов сланцевого газа в США. Здесь прогнозируемый годовой уровень добычи, соответствующий 1% ресурсного потенциала, будет достигнут к 2025 году, т.е. более чем через 20 лет активной разработки газосланцевых месторождений. Если взять те же темпы освоения, что весьма оптимистично, то Польша к 2030 году может добывать 7,2-10,6 млрд м3, Украина – 2,4-3,6 млрд м3, а Китай – 52-72 млрд м3.

При оптимистическом сценарии развития газосланцевой индустрии в ближайшие 20 лет можно ожидать существенное перераспределение потоков, прежде всего, сжиженного газа (СПГ), что приведет к росту конкуренции не только на американской торговой площадке, где это уже реализуется, но и на европейской и азиатской.

В зарубежной прессе появляются высказывания, что США к 2020 году могут поставлять на европейский рынок около 60 млрд м3 СПГ; Польша в течение 20-25 лет за счет сланцевого газа перестанет быть зависимой от импорта газа и др. В общем, в ближайшем десятилетии мировую газовую промышленность ожидают серьезные изменения.

О СЛАНЦЕВЫХ ОБРАЗОВАНИЯХ,

СОДЕРЖАЩИХ НЕФТЬ И ГАЗ

Из доступных составителям настоящего обзора источников наиболее обстоятельная общая характеристика насыщенных углеводородами сланцевых пород дана в докладе канадских специалистов.

Rokosh C.D., Pawlowicz J.G., Berhane H., S.D.A. Anderson and Beaton A.P. What is shale gas? An introduction to shale-gas geology in Alberta / Energy Resources Conservation Board. Alberta «Что такое сланцевый газ? Введение в геологию сланцевого Ниже приводится подробное изложение общетеоретической части данной работы. Необходимо предупредить читателя, что в настоящем разделе опущены многочисленные ссылки на использованные научные источники, с которыми можно ознакомиться по полному тексту работы, имеющемуся в Интернете. Кроме того, составители «Библиографического обзора» взяли на себя смелость заменить в этом теоретическом разделе фразу «сланцевый газ»

на «сланцевые углеводороды» или «сланцевая нефть и газ», поскольку в настоящее время ощущается явный дефицит научной информации по сланцевой нефти, а проблемы генерации или разработки нефти и газа имеют много общего.

Определением сланцевых углеводородов, которое лучше всего описывает резервуар, является «богатая органическим веществом и тонкозернистая порода». Однако, определение «сланец» используется очень свободно и, в сущности, не описывает литологию резервуара. Литологические изменения в американских резервуарах сланцевых углеводородов показывают, что нефть и газ содержатся не только в сланцах, но и в широком спектре литологии и текстуры от глинистых сланцев (нелистоватых сланцев) до алевропелитов (siltstone), алевролитов и мелкозернистых песчаников, из которых каждый тип может быть силикатного или карбонатного состава. Во многих осадочных бассейнах сланцевые толщи обычно представлены аргиллитами и алевропелитами (siltstone) или дополнительно включают такие типы пород, как алевролиты и песчаники, находящиеся в тонком переслаивании со слоистыми сланцами. Присутствие многих типов пород в богатых органическим веществом сланцах подразумевает, что существуют многие механизмы захоронения нефти и газа. Тонкая слоистость полезна в двух отношениях (назначениях), поскольку она как сохраняет природный газ, так и передает высвободившийся (десорбированный) газ из органического вещества в сланцы и в буровую скважину. Определение проницаемости и пористости тонкорасслоенных пород и связей этих тонких слойков в виде каналов гидравлических трещин (при гидроразрыве) в скважину является ключевым условием (требованием) для эффективной подготовки месторождения. Дополнительно, нефть или пластовая вода с растворенным газом может содержаться в микропорах и нанопорах битума, создавая дополнительный источник углеводородов, хотя традиционно это рассматривается в качестве незначительного компонента.

Свободные нефть и газ могут быть преобладающим источником продукции в сланцевом резервуаре в сравнении с десорбированными углеводородами или газом, растворенным в нефти или пластовой воде.

В отношении природного газа, определение процентного соотношения свободного газа в сравнении с растворенным и десорбированным газом важно для оценки ресурсов и резервов (запасов) и является важным параметром в добыче газа и подсчете запасов, так как десорбированный газ подвергается диффузии (рассеиванию) при более низком давлении, чем свободный газ.

Широкий спектр литологического проявления, по-видимому, формирует переход к другим ресурсам, таким, как рассеянный и стесненный газ низкопроницаемых пород («tight gas»).

Очень важным при разработке полей сланцевых нефти или газа является обнаружение проницаемых «вкусных пятен или конфеток» (sweet spots), включающих наиболее хрупкие и трещиноватые части слоя, или наиболее нефте- и газонасыщенные осадочные породы, первоочередное освоение которых является наиболее предпочтительным. Четыре параметра (свойства), которые являются важными характеристиками в каждом поле (плее) сланцевых углеводородов:

1) Зрелость органического вещества;

2) Общее содержание органического углерода (ТОС) в слое;

3) Проницаемость резервуара;

4) Для газовых залежей важно знать тип газов, генерированных и захороненных в резервуаре (биогенный или термогенный).

В сланцах нефть и газ в основном генерируются термогенным способом, т.е. при расщеплении (крекинге) органического вещества или вторичном крекинге (расщеплении) нефти. В отношении залежей природного газа возможен их биогенный генезис, а также различные варианты смешанного или гибридного происхождения. Биогенный газ характерен для месторождения сланцевого газа Антрим в Мичигане, образовавшегося в районах разгрузки свежих метеорных вод.

Термогенный генезис нефти и газа ассоциируется со зрелым органическим веществом, которое подвергалось действию относительно высоких температуры и давления, необходимых для того, чтобы происходила генерация углеводородов. При прочих равных условиях, более зрелое органическое вещество должно генерировать большее количество геологических ресурсов нефти и газа, чем менее зрелое органическое вещество.

Зрелость органического вещества часто выражается в значениях отражательной способности витринита (% Rо), где значения, достигающие 1,0Rо, свидетельствуют, что органическое вещество имеет достаточную зрелость, чтобы генерировать нефть или газ, а вмещающие его образования способны быть эффективной нефтегазоматеринской породой - источником. В общем случае, высоко трещиноватые сланцы, которые содержат обильное количество зрелого органического вещества и залегают глубоко или находятся в условиях высокого давления, будут обеспечивать высокий первоначальный приток (дебит) флюида. Например, горизонтальные скважины в формациях Барнетт или Баккен с высоким начальным давлением в резервуаре могут обеспечивать после проведения гидроразрыва начальный дебит нефти от 100 до 800 т/сут. и газа в несколько десятков и даже сотен тысяч м3/сутки. Однако, такой приток в первые месяцы (год-два) работы скважины значительно снижается, и в последующем приток углеводородов определяется скоростью диффузии из матрицы к новообразованным при гидроразрыве трещинам. В среднем, величина притока газа на одну горизонтальную скважину после 3-5 лет работы без проведения дополнительных гидроразрывов пластов по району составляет в пределах 5 663-11 326 м3/сут с примерным снижением на 10% за каждый последующий год.

Общее содержание органического углерода (ТОС), вместе с мощностью насыщенных органикой сланцев и зрелостью органического вещества являются ключевыми атрибутами (показателями), которые помогают в определении экономической эффективности разработки полей (плеев) сланцевых нефти и газа. Нет уникальных комбинаций или минимального количества этих факторов, которые определяют экономическую эффективность. Эти факторы значительно меняются у сланцев различного возраста и могут меняться реально внутри единой осадочной пачки или слоя сланцев на коротких расстояниях. При самых низких значениях этих факторов, углеводородов генерируется очень мало. При максимальных их значениях нефти и газа генерируется и хранится в сланцах больше (если только они не были рассеяны из материнской породы), и такие сланцы могут быть целью для изучения и разработки.

Однако, присутствие достаточного количества нефти или газа не гарантирует экономического успеха в случае, если сланцы имеют очень низкую проницаемость и отбор углеводородов является трудной задачей, что зависит в основном от эффективности бурения и методов завершения (испытания) скважин.

В процессе разработки поля сланцевых нефти или газа в каждой из скважин интенсификация притока методом гидроразрыва может осуществляться многократно. Во многих традиционных бассейнах нефти и газа сланцы, в особенности имеющие проницаемость ниже, чем в случае метана угольных пластов (СВМ) или связанного («tight») газа, образуют нефтегазоматеринскую породу и флюидоупор. Опыт разработки ресурсов сланцевых углеводородов свидетельствует, что не все сланцы способны обеспечивать экономически приемлемый уровень продуктивности. В этом отношении проницаемость матрицы сланца является наиболее важным параметром, влияющим на поддержание продуктивности сланцевых углеводородов.

Для того, чтобы поддерживать ежегодную добычу, нефть и газ должны осуществлять диффузию из низкопроницаемой матрицы к природным или искусственно созданным (при гидроразрыве) трещинам. В общем случае, более высокая матричная проницаемость приводит к более высокому темпу диффузии к трещинам и более высокому дебиту притока к скважине. Кроме того, более трещиноватые сланцы (то есть с более частым распределением трещин), обеспечивающие значительную матричную проницаемость, должны иметь результатом более высокое выделение нефти и газа, большее извлечение углеводородов и больший дренаж (охват) района. Кроме того, микротрещины внутри сланцевой матрицы могут быть важными для экономики производства; однако, эти микротрещины не так просто определить «in situ»

в резервуаре и только дальнейшие исследования и анализы позволят определить их роль в добыче сланцевых углеводородов.

Рассмотрение полей (плеев) сланцевых углеводородов в Соединенных Штатах и Канаде показывает разнообразие геохимических и геологических параметров, уникальность каждого из этих полей (плеев). В отношении сланцевого газа предлагается [Wipf and Party, 2006] классификация, включающая шесть его категорий: биогенный, термогенный, смешанный термогеннобиогенный, трещинный, термогенный гибридный и отдельная группа с невыясненным генезисом.

На практике, некоторые резервуары сланцевого газа будет трудно отличать от низкопроницаемых резервуаров стесненного газа (tight gas). Например, согласно Wipf and Party (2006) сланцевая формация Льюис в бассейне Сан Хуан штата Нью-Мексико, которая имеет общее содержание органического углерода (ТОС) всего 0,5%, может рассматриваться как «гибридная», то есть сочетающая признаки месторождения традиционного природного газа и поля (плея) нетрадиционного сланцевого газа. При добыче из сланцевой формации Льюис десорбированный газ может составлять 50% и более. То же самое можно сказать в отношении формации Монтни в Западно-Канадском осадочном бассейне.

В общем случае, резервуары сланцевых нефти и газа позволяют извлекать меньше углеводородов (от менее 5% до 20%) в сравнении с резервуарами традиционных нефти и газа (до 50-90%), хотя имеются и исключения. Например, природно хорошо трещиноватые сланцы Антрим могут иметь коэффициент извлекаемости газа до 50-60%. Совсем недавно выяснилось, что сланцы Хайнесвилл в Луизиане могут иметь коэффициент извлекаемости 30%. Для увеличения этого показателя в низкопроницаемых сланцевых резервуарах важнейшее значение имеют инновации в бурении и методах завершения (испытания) скважин.

На начальной стадии освоения бассейна часто ищут высокопроницаемые «вкусные пятна-конфетки» (sweet spots), так как они, в сравнении с менее проницаемыми окружающими сланцами, характеризуются более высоким коэффициентом извлекаемости и, соответственно, обеспечивают более высокий результат в отношении объема суточной продукции. Но площадь этих «вкусных пятен-конфеток» очень мала относительно общего размера нетрадиционного сланцевого бассейна. Чтобы улучшить экономику в отношении продуктивности запасов и существенного увеличения района экономически эффективной добычи сланцевых углеводородов, были разработаны технологии горизонтального бурения и новые методы завершения (испытания) скважин, такие, как стадийный гидроразрыв (staged fracs) и множественный гидроразрыв (simultaneous fracs).

В сланцах формации Барнетт, например, современные инновации в технологии завершения (испытания) скважин включают добавление 3% HCl в искусственно созданную трещиноватость. В результате увеличения матричной проницаемости увеличивается суточный приток, а в конечном итоге это может привести к увеличению предельных извлекаемых запасов. Помимо этого, становится общераспространенным повторное создание искусственной трещиноватости в резервуаре, которое может обеспечивать дополнительные извлекаемые запасы газа до 20 млн м3 на один гидроразрыв.

Для целей изучения сланцевых углеводородов в виде пород, состоящих из тонкого переслаивания сланцев и алевропелитов (Льюис, сланцы в НьюМексико, Колорадо Групп в Альберте), могут потребоваться новые методы определения в процессе ГИС (каротажа скважин), так же как и новые технологии бурения и завершения (испытания) скважин. Алевропелитовые слойки столь тонки, что не могут быть определены при каротаже скважин, соответственно, невозможно точно определить как много слойков имеется в данном интервале. Кроме того, имеющиеся методы скважинного каротажа не позволяют точно определить процентное содержание пористости в сланцах или тонких слойках, степень водонасыщения в резервуаре или относительную степень проницаемости в каждом тончайшем слойке. Тонкие слойки, выступают как в роли хранилища свободных нефти и газа, так и путей транспортировки для миграции углеводородов из сланца в скважину. Первичный анализ формации Колорадо Групп дает основания предполагать, что в зонах мелководного осадконакопления восточной части провинции Альберты в Канаде тонкослоистые пачки будут одним из основных типов сланцевых резервуаров. Будет крайне трудно точно определить извлекаемые запасы и ресурсы для этих бассейнов, если мы не можем точно «прочитать» пористость, проницаемость и водонасыщенность этих тонких слойков, не в состоянии определить как много тончайших слойков может присутствовать внутри данной мощности слоя (пачки). Эти тончайшие слойки являются особенно трудной целью для работ по завершению (испытанию) скважины. Обычно новообразованные (индуцированные) трещины предпочитают распространяться в резервуаре больше по латерали, чем по вертикали, в то же время интервалы тончайшей слоистости могут соединяться на десятки метров по вертикали. По этой причине, горизонтальный гидроразрыв может пропустить (не охватить) много продуктивных сланцевых и алевропелитовых тончайших слойков. Для этого типа резервуаров сланцевого газа должны изменяться или разрабатываться новые методы и технологии индуцированного трещинообразования.

Мощность является дополнительным фактором, который необходимо рассмотреть для сланцев. Реальная мощность сланцев является одной из главных причин, совместно с большой площадью района тонкозернистых осадочных пород и наличием органического вещества для адсорбции газа, которые позволяют оценивать ресурсы сланцев очень большими величинами.

Так, общим правилом является, что более мощные сланцы являются лучшей целью. Сланцевые цели, такие как поле сланцевой нефти формации Баккен в бассейне Виллистон (само являющееся гибридным, то есть сочетающим традиционное и нетрадиционное направления), могут иметь во многих их частях толщину менее 50 м и, тем не менее, обеспечивают экономически эффективные объемы притока. Необходимая толщина для экономически рентабельной разработки целей сланцевых углеводородов может уменьшаться по мере того, как будут совершенствоваться методы бурения и завершения скважин, это же относится и к прогрессу методов определения пористости и проницаемости для нетрадиционных целей и, возможно, при увеличении цены на газ. Такая ситуация должна добавить значительное количество ресурсов и запасов в США и Канаде.

Существует множество и других факторов, которые следует рассматривать, когда необходимо определить местоположение и возможность извлечения сланцевых углеводородов. Такие факторы, как хрупкость или способность к образованию трещин, мощность генерации нефти и газа, тип керогена, процентное содержание тяжелых углеводородных компонентов в газе, изменения текстуры, минералогия, микропористость, протяженность пустот, присутствие природных трещин, разгрузка свежих (метеорных) вод – все должно учитываться при оценках ресурсов и продуктивности сланцевых углеводородов.

Во многих резервуарах Северной Америки сланцы образуют нефтегазоматеринскую породу и флюидоупоры. Хотя изолирующие слои сланцев могут, при определенной протяженности, сохранять органическое вещество и углеводороды, эффективная пористость сланцевого флюидоупора является, строго говоря, ограничением экономически значимой транспортировки углеводородов. Таким образом, не все сланцы являются экономически оправданной целью для получения нефти или газа. Идентификация изолирующих свойств сланцев должна применяться при оценке ресурсов как в скважине, так и при оконтуривании залежи резервуара. Например, 200 м толщина слоя может содержать единичные залежи (лужи) нефти или газа, или ряд вертикально разделенных залежей; продуктивность залежи, локализующейся в верхней части сланцевого слоя может не оказывать прямого воздействия на давление в нижней части сланцев, так же как и распространение изолирующих свойств по латерали. Потенциал обходных путей («bypass») и не принимавшихся во внимание запасов без знания изолирующих свойств сланца может быть существенным. Другой пример включает пласты сланцев, которые состоят из тончайших слойков аргиллитов и алевропелитов, в которых может существовать до несколько дюжин или более сочетаний аргиллитов и алевропелитов внутри одного метра толщины сланца, но только отдельные слойки аргиллитов или алевропелитов имеют достаточную проницаемость для миграции углеводородов или достаточно латерально распространены, чтобы быть эффективным каналом для миграции флюидов. Это проявляется в потенциале наличия многих сосуществующих (нагроможденных) микробассейнов (луж) внутри нескольких метров сланцев. Знание такого сценария о сланцевых непроницаемых перемычках (флюидоупорах) является важным для обнаружения ресурсов сланцевого газа, так же как и знания проницаемости сланцев.

Определение дренажного района (после гидроразрыва) в полях сланцевых углеводородов, возможно, является одним из наиболее важных аспектов изучаемого бассейна и оценки его ресурсов. В отношении оценки ресурсов, дренаж района любой скважины должен соотноситься с размером ячеек, оцениваемых стратиграфических подразделений. Параметр площади распространения дренажа одной скважины будет определять количество скважин, которое необходимо пробурить, например, чтобы обеспечить внутри разреза максимальную эффективность извлечения нефти или газа. В идеале, дренажный район скважины на сланцевые углеводороды должен соответствовать распространению рассматриваемой толщи; но это не всегда выполнимо. Часто эффективный дренажный район скважины не удается определить до тех пор, пока не будет оконтурен бассейн и пока не будет проведено бурение.

Микросейсмическое, с определением углов залегания (tiltmeter), картирование распространения индуцированных трещин в настоящее время является основным средством при изучении низкопроницаемых дренажных районов.

Опыт работ в сланцах формации Барнетт показывает, что дренажный район, после проведения работ по гидроразрыву на горизонтальном участке скважины, составляет всего одну четверть общего размера планируемой трещиноватой зоны (возможного распространения трещин). Так, считается, что дренажная территория резервуаров с низкой матричной проницаемостью в настоящее время должна быть ограничена небольшими районами распространения индивидуальных индуцированных (при гидроразрыве) трещин. Экстраполяция этих отношений предполагает, что расстояния, на которые распространяется флюидный поток в резервуарах предельно низкопроницаемых сланцев, могут выражаться метрами или десятками метров, в виде исключения, сотнями метров. Флюидный дренаж поэтому находится в зависимости от степени проницаемостисти сланцев, присутствия и распространения высокопроницаемых алевропелитовых слойков и эффективности индуцированного (гидроразрывом) трещинообразования.

В настоящее время горизонтальное бурение является общепринятым методом для дренирования формации Барнетт и ее возрастных эквивалентов в соседних осадочных бассейнах; однако, горизонтальное бурение не является таким успешным в некоторых других формациях сланцевых углеводородов Соединенных Штатов. Успех горизонтальных скважин в сланцах Барнетт (начало бурения 2002-2003 гг.) пробудил интерес к более древним полям (плеям), таким как сланцевые толщи в Аппалачах. В настоящее время осуществляются исследования многих других сланцевых полей, имеющие целью увеличение извлекаемых запасов на единицу затрат. В целом, для каждого из сланцевых полей отмечается быстрый рост результативности как в отношении геологии и геохимии сланцев, так и в бурении и завершении скважин с использованием технологий горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пластов.

Район дренажа вертикальных скважин на сланцевый газ обычно значительно меньше, чем при бурении горизонтальных скважин. Так, район дренажа (при гидроразрыве) сланцев Файеттевилл в Арканзасе (близких сланцам Барнетт) составляет от 2 до 8 гектаров для вертикальных скважин и от 7,2 до 24,8 гектаров для горизонтальных скважин. В противоположность этому примеру небольшой площади распространения в продуктивной толще, в формации Антрим площадь дренажа одной скважины в пределах 16-32 гектаров.

По мере совершенствования методов бурения и завершения скважин, извлечение нефти или газа на одну скважину в общем случае увеличивается и, возможно, площадь дренажного района на одну скважину может увеличиться (например, сланцы Мусква (Muskwa) в Британской Колумбии), или, по крайней мере, извлечение флюида на одну скважину может увеличиться при той же самой площади дренирования.

3. НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ

ТЕОРИИ ТОНКОЙ СЛОИСТОСТИ СЛАНЦЕВ

Большой интерес представляет исследование группы японских специалистов из Токийского университета:

Kuroda Junichiro, Onkouchi Naohiko, Ishii Teruaki, Tokuyama Hidekazu and Taira Asahiko. Lamina-scale analysis of sedimentary components in Cretaceous black shales by chemical compositional mapping: Implicatons for paleoenvironmental changes during the Oceanic Anoxic Events / Geochimica et Cosmochimica Acta, 2005.

«Анализы в масштабе слоистости осадочных компонентов в меловых черных сланцах путем картирования химического состава: Применение для определения изменений палеосреды в течение океанических бескислородных событий».

С использованием электронного микроскопа-микроанализатора с разрешением 0,01 мм было осуществлено картирование состава в отношении количественного содержания и распределения минеральных компонентов в тонкослоистых черных сланцах Ливелло Бонарелли («Livello Bonarelli» или («LB») из пограничной зоны сеноманского и туронского ярусов мела (Рис. 5).

Осадочные компоненты, такие как биогенный кремний – Sibio, фосфат кальция, карбонаты кальция и пирит были реконструированы путем обработки изображений карт состава (by image processing of the compositional maps). При опробовании интервалов в 1,5 мм также определялось общее содержание органического углерода (Сорг). Глубина профиля этих осадочных компонентов, покрывающая около 60% всего 104 см разреза LB (Livello Bonarelli) покаывает высокую изменчивость природы их осадконакопления. В особенности,