В земной коре сланцы являются наиболее распространенной осадочной породой и на большинстве месторождений нефти и газа создают изолирующие слои, удерживающие углеводороды в пористых коллекторах (песчаники, карбонаты и известняки). Такая “газовая шапка”, образующаяся над нефтяными залежами, обычно используется для традиционной добычи газа. Однако в ряде случаев в силу специфических природных условий сланцевые пласты могут достигать нескольких десятков метров в глубину на площади в миллионы квадратных метров и являться резервуаром газа. Сланцы богаты органическим углеродом и метаном, накапливавшимися в горных породах в течение многих миллионов лет. Сланцы являются породой практически непроницаемой. Известны мягкие (горючие) сланцы, содержащие до 25% органического вещества, в том числе метана. Нынешний бум добычи сланцевого газа связан с другими, более древними сланцами, которые представляют собой мягкую скалистую породу и имеют слабо развитую сеть трещин, в которых содержится метановый газ.
Глобальные запасы сланцевого газа (СГ) оцениваются почти в 500 трлн. куб. м (традиционного, по различным данным, – от 177,4 до 213 трлн.), из них на долю бывших республик СССР приходится незначительная часть – 18 трлн. Самые крупные залежи СГ находятся в США, России, на Ближнем Востоке, в Австралии и Китае, а также Канаде, Индии, Германии, ЮАР, Украине и Казахстане. Распространение глинистых сланцев известно в Северной Африке (Алжир, Марокко), Южной Америке (Колумбия, Венесуэла) и России. Однако значение, придаваемое проблемам геологоразведки и добычи газа из глинистых сланцев в США и Канаде, и полученные, а также прогнозируемые там результаты являются уникальными.
В США месторождения сланцевого газа осваиваются во многих регионах. Согласно данным “Potential Gas Committee” (“PGC”), в конце 2009 г. в стране доля сланцевого газа в суммарных запасах газа составила около 33% (17,4 трлн. куб. м), а в суммарных доказанных запасах газа – примерно 13% (0,9 трлн.). В региональном разрезе наиболее крупные запасы СГ находились в шт. Техас (66% доказанных запасов), а в трех других штатах (Мичиган, Оклахома и Арканзас) – 31%. В 2009 г. доказанные запасы данного энергоносителя резко увеличились, что было обусловлено изменением методики их расчета Комиссией по ценным бумагам и биржам (“SEC”).
США занимаются проблематикой СГ еще с XIX в., когда в 1821 г. в районе Фредонии (шт. Нью-Йорк) была пробурена первая газовая скважина, вскрывшая поверхностные девонские отложения сланцев. В то время природный газ извлекался из неглубоких скважин, сооружение которых не представляло технических сложностей, а также в зонах естественного выхода углеводородов на поверхность. Несмотря на незначительный уровень производства, полученный газ играл важную роль в жизни городов и крупных населенных пунктов восточной части страны – он широко использовался для уличного освещения. Со временем количество скважин увеличивалось, а в 20-е годы XX в. в шт. Кентукки на месторождении Биг-Сэнди было начато промышленное освоение сланцевых залежей. Однако наиболее активное развитие данная сфера получила в середине 80-х годов прошлого века, когда начались работы на месторождении Барнетт в районе Форт-Уэрта (шт. Техас). В 1986 г. там была впервые проведена крупномасштабная операция по гидроразрыву пласта, а в 1992 г. – пробурена первая горизонтальная скважина. В новом веке в США к наиболее крупным сланцевым бассейнам относятся Хейнес-вилль и Маркеллус, потенциал которых значительно превосходит потенциал техасского месторождения.
В 2008 г. в США добыча СГ составила около 90 млрд. куб. м (из них на долю в шт. Техас приходилось примерно 2/3), в 2010 г., согласно данным Министерства энергетики (“DOE”), этот показатель превысил 140 млрд. (около 23% суммарного производства газа в стране), а к 2035 г. может превысить 380 млрд. куб. м газа в год, то есть примерно половину добываемого в США газа.
В итоге в 2009 г. РФ уступила мировое первенство по производству газа США, где добыча увеличилась до 624 млрд. куб. м (в России – 582,3 млрд.), причем СГ обеспечил основную долю этого роста.
Освоение месторождений сланцевого газа позволило стимулировать, а в некоторых случаях и возродить экономическую активность в целом ряде регионов и в отдельных секторах промышленности США. Следует особо отметить, что в стране производством СГ занимаются исключительно частные американские компании, а государство не финансирует данные работы. И еще один важный момент. В США, согласно национальным законам, владельцам земельных участков принадлежат права и на залегающие под ними полезные ископаемые, поэтому “лэнд-лорды”, как правило, заинтересованы в предоставлении своих земельных ресурсов компаниям сектора СГ, поскольку получают за это соответствующее вознаграждение.
Объемы инвестиций в сферу СГ существенно отличаются в зависимости от региона страны и компании, а средний размер затрат (с учетом доходности на капитал на уровне 10%) составляет $4-6/1 млн. британских тепловых единиц (БТЕ). Производственные издержки на освоение месторождения Маркеллус находятся на уровне $3,5-4,0, Барнетт и Файеттевилль – от $4 до $4,5, а промысла Вудфорд – от $5 до $5,5. Однако имеются и другие факторы, влияющие на затраты компаний. Например, благодаря географической близости к основным рынкам природного газа восточного побережья Северной Америки газ месторождения Маркеллус реализуется со значительной (15-20%) премией к спотовой цене, устанавливаемой на центральном терминале “Henry Hub”, а продукция месторождения Барнетт – с дисконтом в 10-15%.
По мере накапливания опыта в сфере производства СГ и совершенствования технологий в других странах мира появляются возможности реализации подобных проектов на участках со схожими горно-геологическими условиями. Интерес к ним проявляют некоторые крупные международные компании, располагающие достаточными финансовыми средствами, и это может оказать существенное влияние на рынок природного газа и энергетические стратегии многих государств. В настоящее время наиболее активно оценка запасов углеводородов в сланцах ведется в Европе, Китае, Индии и Австралии, где созданы научно-исследовательские коллективы, а крупнейшие газовые компании мира получили лицензии на проведение геологоразведочных работ.
Среди стран, имеющих потенциал добычи сланцевого газа, эксперты “Ernst and Young” выделяют следующие.
В Канаде перспективные участки выявлены в западной части пров. Альберта и в Британской Колумбии. В настоящее время ГРР ведутся на двух крупных месторождениях – Хорн-Рива и Moнтней. Специалисты канадского “National Energy Board” (“NEB”) предполагают, что к 2020 г. добыча данного сырья может достичь 200 млрд. куб. м в год.
В Европе запасы нетрадиционного газа были обнаружены в Великобритании, Франции, Германии, Италии, Австрии, Испании, Нидерландах, Швеции, Швейцарии, Польше, Венгрии и Румынии. В настоящее время в этих странах ведутся переговоры о приобретении прав на пользование участками недр, а на некоторых участках уже начата геологоразведка.
По оценке “Shell”, недра Европы могут содержать 34 трлн. куб. м нетрадиционного газа, что примерно в 5 раз больше разведанных запасов традиционного газа, а по более консервативным данным МЭА, на континенте запасы сланцевого газа достигают 16 трлн. куб. м. В Европе (за исключением стран СНГ) к наиболее перспективным сланцевым месторождениям относятся Alum Shale (Швеция), Silurian Shale (Польша) и Mikulov Shale (Австрия).
Однако, по мнению большинства аналитиков, весьма маловероятно, что в Европе добыча нетрадиционного газа сможет развиться аналогичными темпами, как в США. Одна из причин этого – недостаточное количество буровых установок. По сведениям компании “Baker Hughes”, их число в Европе составляет около 100 против 949 в США. Кроме того, в густонаселенной Европе извлечение сланцевого газа может создать серьезные экологические проблемы. Поэтому, по мнению экспертов МЭА, вплоть до 2020 г. производство здесь нетрадиционного газа не сможет существенно изменить общую картину газоснабжения.
Однако консервативные прогнозы не удерживают крупнейшие корпорации “Exxon Mobil”, “Shell”, “Marathon Oil” и многие другие от приобретения участков в Европе для разведки месторождений сланцевого газа, что вызвало протесты ряда регионов. “Shell” столкнулась с общественным противостоянием, когда попыталась запланировать разведку запасов сланцевого газа в Швеции, a “Exxon Mobil” отказалась от проекта в Венгрии, не найдя на отведенных территориях промышленных запасов газа.
Тем не менее “Exxon Mobil” приступила к буровым работам в Нижней Саксонии (Германия), “ВР” – в Великобритании, “OMV” – в районе Вены. Наиболее амбициозные планы имеет Польша, которая предполагает снизить зависимость национальной экономики от российского газа за счет нетрадиционных источников, включая СГ. В 2010 г. на территории страны “ConocoPhillips” приступила к ГРР на побережье Балтийского моря, аналогичные планы имеют “Exxon Mobil” и “Marathon” (США), а также “Talisman Energy” (Канада).
Китай заинтересован в разработке значительных запасов сланцевого газа и намерен сотрудничать с международными нефтегазовыми корпорациями. В настоящее время национальные нефтегазовые компании ведут переговоры с “Shell” и “ВР” о совместной разработке сланцевых месторождений.
Примечательно, что до недавнего времени крупнейшие международные корпорации не принимали активного участия в добыче сланцевого газа. Интерес к подобным проектам проявляли средние независимые добывающие компании. Однако ведущие нефтегазовые корпорации все же обратили внимание на перспективы разработки данного сырья на территории США и Европы, при этом наибольшую активность проявила “Exxon Mobil”, которая выкупила 100% акций фирмы “ХТО” (одного из крупнейших американских производителей сланцевого газа).
Корпорация “Statoil” приобрела долю в проекте фирмы “Chesapeake” по освоению месторождения СГ в пров. Квебек, а “Total” подписала с “Chesapeake” соглашение о совместной эксплуатации месторождения Барнетт. Концерны “ВР”, “Eni” и “BG” также постепенно укрепляют свои позиции в американском секторе добычи сланцевого газа посредством приобретения новых активов.
В СССР и России не проводилось исследований по добыче сланцевого газа. В СССР перерабатывали горючий сланец, при этом содержание в нем органических веществ составляло более 30%. По мнению экспертов “Oil and Gas Eurasia”, из подобных сланцев невозможно добыть газ, поскольку битум заполняет поры данной породы, таким образом, по своей структуре сланец близок к угленосным формациям, поэтому технологии добычи метана из угольных пластов и тяжелой нефти являются схожими.
В России развитие сектора СГ потребует значительных капитальных вложений, кроме того, эксплуатация сланцевых залежей имеет смысл лишь в непосредственной близости от потребителя. Таким образом, в РФ разработка нетрадиционных источников газа в районах, охватываемых Единой системой газоснабжения, в основном нерентабельна, а залежи сланцевого газа необходимо осваивать только в тех регионах, где отсутствует развитая инфраструктура и имеются соответствующие рынки сбыта.
Основной особенностью разработки сланцевых месторождений является высокий дебит скважин в первые несколько месяцев, который затем резко снижается. Этот фактор предопределяет нестабильные экономические показатели подобных проектов. Поэтому зачастую эксплуатация сланцевых залежей предполагает необходимость дополнительного инвестирования для поддержания текущего уровня производства, что может быть весьма проблематичным для ряда компаний на фоне неблагоприятной конъюнктуры на рынке природного газа.
Повышению перспективности добычи газа из сланцевых залежей способствовал технологический прорыв по ряду направлений. Прежде всего, появились технологии трехмерной сейсмической съемки, а также компьютерного моделирования продуктивных пластов. Однако основными методами, стимулирующими освоение сланцевых залежей, являются горизонтальное бурение и гидравлический разрыв пласта.
Технология горизонтального наклонного бурения (ГНБ) эффективно применялась для добычи газа из традиционных источников, угленосных и плотных пород. В последние несколько лет она стала использоваться для повышения продуктивности пластов с низкой проницаемостью, таких, как сланцевые залежи. По сравнению с вертикальным бурением ГНБ обеспечивает более высокий охват пласта. При разбуривании пологих и наклонных сланцевых залежей горизонтальная скважина большой протяженности позволяет увеличить длину ствола в газоносной зоне и, соответственно, расширить площадь поверхности для поступления газа в скважину.
Совершенствование технических методов горизонтального бурения, в частности, применение двигателей-отклонителей, работающих за счет гидравлического давления бурового раствора, позволило повысить степень управления траекторией бурения.
Другим методом повышения рентабельности добычи сланцевого газа является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он предполагает закачку жидкости и проппанта (гранул песка или иного материала, используемого для поддержания трещины в открытом состоянии) в ствол скважины через перфорационные отверстия в обсадной колонне. Жидкость разрыва может иметь водную, углеводородную или кислотную основу в зависимости от характеристик пласта. Наиболее широкое применение на сланцевых месторождениях получила первая из них ввиду низкой стоимости, высокой эксплуатационной эффективности, а также простоты обращения.
Операции по ГРП являются более трудоемкими, чем обычные буровые работы. Сервисной компании требуется не менее недели, чтобы спланировать фазы разработки и доставить необходимые оборудование и материалы. Даже при относительно благоприятных экономических показателях реализация подобных проектов сопряжена с рисками и трудностями. Для первых операций ГРП требовалось около 1 тыс. т воды и 100 т песка. В настоящее время в горизонтальных скважинах стоимостью $2,6-4 млн. для одной операции ГРП требуется до 4 тыс. т воды и 200 т песка. В среднем в течение года на каждой скважине проводится по три ГРП. Тем не менее внедрение указанных инновационных разработок позволило осуществлять добычу сланцевого газа из пластов, ранее считавшихся недоступными и нерентабельными.
Разработка сланцевых месторождений связана с рядом экологических проблем. К их числу относятся:
нарушение поверхностного слоя почвы;
вред, наносимый шумом и пылью, возникающими при сооружении системы энергоснабжения промысла и устройстве подъездных путей;
ущерб животному и растительному миру;
ущерб водоносному слою при его залегании на глубине менее 200 м и другие риски.
Однако совершенствование технологий дало возможность снизить экологические риски. В частности, защита подземных вод в ходе ГРП обеспечивается путем изоляции пластов с помощью цементного моста в обсадной колонне, а также благодаря наличию мощной толщи породы между зоной разрыва и водоносными горизонтами. После завершения воздействия на пласт основной объем жидкости разрыва вместе с присадками откачивается на поверхность. Отходы, образующиеся в процессе ГРП, необходимо утилизировать таким образом, чтобы обеспечить защиту водных ресурсов в районе производства работ. Имеется ряд трудностей, сопряженных с поиском источников водоснабжения и их эксплуатацией, но в последнее время стали появляться инновационные решения, позволяющие осуществлять добычу сланцевого газа без ущерба для баланса водопотребления, а также качества подземных вод.
Еще одним фактором, который необходимо учитывать при анализе негативного воздействия проектов разработки сланцевого газа, является возможное извлечение на поверхность небольшого количества природных радиоактивных материалов (ПРМ) с частицами выбуренной породы или в составе пластовой воды. В некоторых случаях ПРМ могут осаждаться в виде окалины или бурового шлама. Доза излучения, генерируемого подобными материалами, является незначительной, что исключает возможность радиационного воздействия на стальные конструкции (трубы, резервуары и т. д.). Западные экологи указывают, что наибольший вред окружающей среде приносит не столько использование больших объемов воды, сколько загрязнение водных источников. А наиболее опасным фактором при проведении ГРП является инициирование техногенных подвижек недр, что в ряде случаев способно вызвать сейсмические явления.
Развитие новых технологий потребовало изменения законодательства. В США было принято несколько федеральных законов, регламентирующих основные природоохранные аспекты, связанные с разработкой сланцевого газа. Наиболее важный из них – “Clean Water Act” (закон об охране водной среды), устанавливающий порядок отвода попутных вод в ходе добычи сланцевых газов. Другой закон, “Safe Drinking Water Act” (о безопасности питьевой воды), регламентирует закачивание растворов в скважины. Закон об охране воздушной среды (“Clean Air Act”) ограничивает выбросы в атмосферу загрязняющих веществ от стационарных и мобильных источников (передвижного оборудования, установок подготовки газа и т. д.). Закон о национальной политике в области охраны окружающей среды (“National Environmental Policy Act”) предусматривает проведение тщательного анализа возможного влияния на природу при разведке и добыче полезных ископаемых. В 2010-2011 гг. в некоторых регионах страны (шт. Нью-Йорк, Мэриленд и Нью-Джерси) добыча СГ была временно запрещена ввиду попадания вредных веществ в водоносный слой, из которого осуществлялся отбор воды для нужд населенных пунктов.
На современном этапе сланцевый газ – это вызов компаниям, занимающимся производством традиционного газа. Даже если фаза его активного производства продлится несколько лет и в долгосрочной перспективе не приведет к значительным изменениям на энергетических рынках, произошедшая “сланцевая революция” уже изменила сознание потребителей энергоресурсов, которые при очередном повышении цен на энергоносители будут стремиться искать альтернативные варианты по использованию региональных ресурсов.
Реализация сланцевых проектов отличается от добычи традиционного газа, поскольку горизонтальная скважина, пробуренная в сланцевых пластах, дает приток газа в течение значительно более короткого промежутка времени, чем традиционная газовая скважина. Кроме того, сланцевая скважина существенно дороже. Разница в ценах компенсируется более высоким дебитом сланцевых скважин, но для обеспечения требуемого уровня добычи необходимо бурить большое число новых скважин.
По некоторым данным, на начальном этапе эксплуатации дебиты сланцевых скважин составляют до 500 тыс. куб. м газа в сутки, в течение года они снижаются на 70%, а затем медленно уменьшаются до 9-15%, а жизненный цикл скважины стоимостью $3-10 млн. составляет 8-12 лет. По этой причине капитализация компаний, пробуривших первые сланцевые скважины и получивших быстрый рост добычи газа, оказалась в значительной степени завышенной, поскольку основывалась на традиционных представлениях об экономике газодобычи и не учитывала необходимости постоянно инвестировать в поддержание добычи.
Специалисты подвергают сомнению высокую рентабельность проектов добычи сланцевого газа на примере “Chesapeake”. Геолог из Техаса А. Берман определил, что реальные затраты данной компании в несколько раз выше, чем официальные данные. По данным исследователя, широко разрекламированная технология горизонтального бурения приносит гораздо меньшие результаты, чем сообщается. К концу 2008 г. на месторождении Барнетт было пробурено более 11,8 тыс. скважин стоимостью более $3 млн. каждая (с учетом затрат на приобретение лицензии, бурение и поддержание работоспособности в течение всего срока действия). При этом оценочные извлекаемые запасы горизонтальных скважин составили 22,9 млн. куб. м, т. е. более чем в 3 раза меньше, чем было заложено в ТЭО проекта. Кроме того, с 2003 г. по 2008 г. продуктивность скважин снизилась в два раза, а около 15% скважин выработали свой ресурс. По расчетам А. Бермана, жизненный цикл скважины при добыче сланцевого газа на месторождении Барнетт не превышает 8-12 лет, и лишь немногие сохранят рентабельность после 15 лет эксплуатации.
Расширение производства СГ в США сдерживает развитие мирового сектора СПГ, поскольку интрига относительно экспортных возможностей американских компаний пока сохраняется. Необходимо отметить, что пока американские газовые компании находятся в удобном национальном правовом поле, поскольку теоретически могут вывозить газ без пошлин и дополнительных сборов.
Цена тепловой единицы в нефти и газе в 2000-2011 гг., $/млн. БТЕ
| Нефть* | Газ** | СГП*** | Газ в США**** | |
| 2000 г. | 4,83 | 2,89 | 4,72 | 4,23 |
| 2001 г. | 4,08 | 3,66 | 4,64 | 4,07 |
| 2002 г. | 4,17 | 3,23 | 4,27 | 3,33 |
| 2003 г. | 4,89 | 4,06 | 4,77 | 5,63 |
| 2004 г. | 6,27 | 4,32 | 5,18 | 5,85 |
| 2005 г. | 8,74 | 5,88 | 6,05 | 8,79 |
| 2006 г. | 10,66 | 7,85 | 7,14 | 7,76 |
| 2007 г. | 11,95 | 8,03 | 7,73 | 8,95 |
| 2008 г. | 16,76 | 11,56 | 12,55 | 8,85 |
| 2009 г. | 10,41 | 8,52 | 9,06 | 3,89 |
| 2010 г. | 13,47 | 8,01 | 10,91 | 4,39 |
| 2011 г. | 18,56 | 10,61 | 14,43 | 4,01 |
* – средняя цена нефти, СИФ страны ОЭСР; ** – средняя цена природного газа, СИФ Германия; *** – средняя цена СПГ, СИФ Япония; **** – внутренняя цена трубопроводного газа (“Henry Hub”).
Источник: “BP Statistical Review of World Energy, June 2012”, p. 31.
При этом сырье, отгружаемое из США, например, в Европу или Японию, может иметь значительное ценовое преимущество по сравнению с трубопроводным газом. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)