Половина доказанных запасов сланцевой нефти уже добыта
Есть такое умное бухгалтерское слово «баланс». В нем скрупулезно подсчитаны потенциальные долги и доходы. Знающий человек по балансу может уверенно судить о состоянии компании.
Нефтяные страны и компании ведут баланс запасов нефти. Там тоже все разложено по полочкам: вот здесь доказанные запасы, их можно уверенно добывать при нынешних ценах, здесь – вероятные или возможные, могут и не подтвердиться, а там – потенциальные ресурсы, до которых еще добираться многие годы, а когда доберешься, глянь – а там пусто.
Я давно заметил, что «баланс» и «революция» — понятия несовместимые. В самом деле, ну какой «революционер» станет тщательно подсчитывать деньги, тонны или шансы? Некогда. Надо бегом Зимний брать, королю голову рубить, в крайнем случае, золотоносные участки столбить. А то не успеешь.
Поэтому организаторы «сланцевой революции» в США никаких балансов не подводили, а вместо них вооружились ПРОГНОЗАМИ. Это, прямо скажем, милое дело. Берешь площадь бассейна, толщину пласта, умножаешь на долю нефти-газа в нем, вот тебе и геологические запасы. Умножил еще на коэффициент отдачи (его брали оптом, с точностью до пол-литра), получил запасы извлекаемые. Вот таким путем и гремели по всему миру цифры запасов сланцевого газа в 200 трлн кубов, и сланцевой нефти в 45 млрд тонн.
Однако с тех пор прошло уже 3-4 года. Накопился опыт. Самое время его осмыслить, чтобы на этой базе чуток заглянуть в будущее. Вот этим мы сейчас и займемся. А начну я с американского месторождения Баккен.
1. Месторождение Bakken
По площади оно крупнейшее в мире. Территория в 520 тыс. кв. км, это чуть меньше площади Франции или Ханты-Мансийского округа. Но примерно треть этой территории находится в канадских провинциях Саскачеван и Манитоба, где больших успехов не наблюдается. Там пробурена 2591 скважина, общая добыча составляет 7,8 тыс.т/сут (2,8 млн т/год), а средний дебит скважин 3 т/сут. За прошедшие два года он уменьшился на 40 %.
Основная добыча месторождения приходится на американский штат Северная Дакота. Взглянем на карту толщин пласта (рис.1). В центре она достигает 27-36 м, а по краям – меньше 9 м.
А теперь взглянем на карту пробуренных скважин (рис.2). Видно, что больше всего их пробурено в зоне максимальных толщин.
У этих рисунков немного отличаются масштабы. Но если присмотреться к расположению протекающей реки, хорошо видно – больше всего скважин пробурено к северо-западу от нее, в зоне толщин пласта более 36 м. Это очень хорошие скважины. Некоторые из них уже дали 150 тыс. т нефти за 5-7 лет и продолжают работать. Такой результат неплох даже для нашей Западной Сибири, а уж для США это в разы лучше среднего уровня. Но есть еще детали.
Заметьте, на севере площади толщина пласта 27-36 м, а скважин мало. На западе толщина тоже приличная, а скважин и вовсе нет. Что бы это значило?
Это значит, там изменяется состав породы. Меньше песчаных фракций, больше глинистых, а они снижают проницаемость, и соответственно, дебит скважин. В десятки и сотни раз. Плюнет такая скважина 50-100 тонн да и заглохнет.
А поскольку масштабы на картах есть, то легко подсчитать, что зоны большой толщины и высокой продуктивности в штате Северная Дакота занимают 12 тыс. км2, и примерно такую же площадь занимают блоки с продуктивностью средней. Это тоже много, но все же не Франция, в 17 раз меньше.
В среднем на 2 км2 бурится 3 скважины. Сейчас в Северной Дакоте уже пробурено их 10112 шт. Следовательно, как минимум, 56 % высокопродуктивных площадей уже разбурено. Запомним эту цифру. И перейдем к месторождению Игл Форд (рис.3).
2. Месторождение Eagle Ford
На этом месторождении продуктивный пласт более мощный, его толщина достигает 100 м. Но зато он состоит из карбонатных пород, нефть здесь находится в трещинах, а их относительно мало. К тому же нефть содержится только в северной части, южнее – газ с конденсатом и сухой газ. Посмотрим, где начинали бурить на этом месторождении три года назад (рис.4).
Разумеется, почти все пробуренные скважины числом 2440 сконцентрировались в зоне больших толщин, и 5098 разрешений на бурение – тоже. А теперь сравним с нынешней картиной (рис.5).
Где ж тут еще бурить? Высокопродуктивная зона уже истыкана, как решето. Пользуясь тем же методом, находим, что ее площадь равна почти 8 тыс. км2, это 15,6 % всей территории месторождения. На ней можно разместить 12 тыс. скважин, но из них 9322 скважины уже пробурены. Следовательно, зона разбурена на 77,7 %. Запомним и эту цифру и перейдем к месторождению Monterrey в Калифорнии.
3. Формация Monterey
Еще 2 года назад это месторождение было «надеждой Америки». Американское энергетическое агентство EIA в 2012 г. отнесло Monterey к гигантам с извлекаемыми запасами в 1877 млн.т. Площадь его 4,5 тыс. км2. Здесь мы имеем дело с самыми настоящими сланцами, хотя они сильно переслоены доломитами, глинами и пылеватыми песчаниками. Глубина залегания пласта 1800-4500 м, толщина варьирует от 100 до 600 м. Но проницаемость его ничтожно мала. Меня сразу насторожило, что добыча из такого «гиганта» составляла тогда ничтожную величину 372 т/сут. И правильно насторожило.
Прошлым летом надежды на Monterey растаяли, как мираж в пустыне. EIA «пересмотрело» свою оценку извлекаемых запасов и снизило ее аж в 25 раз (небольшая такая поправочка!) — до 75 млн. т. Коротко остановлюсь на том, почему там нельзя добыть много нефти.
При гидроразрыве пласта в любых породах образуются трещины. Но в крепких песчаниках, известняках или доломитах после заполнения песком они не смыкаются из-за прочности самой породы. А пластичные породы – глины, аргиллиты и сланцы деформируются при самых малых нагрузках, поэтому трещины в них «затекают» и приток из них прекращается (рис. 6).
Подобные слоистые платы в мире распространены намного шире, чем монолиты Баккена толщиной до 40 м. Именно этим и объясняются убогие отборы сланцевой нефти на других месторождениях США, а также в других странах. В частности, пласты баженовской свиты в Западной Сибири имеют такую же слоистую структуру; вот почему в течение уже двух лет получить из них приличную нефть не удается. Хотя наш министр-администратор c подачи EIA уже успел доложить о «колоссальных» перспективах президенту, уже и налоги с этой нефти отменили, и с американскими компаниями заключили альянсы. А вот поди ж ты – ПРИРОДА ПРОТИВ. Спасибо ей за это.
4. Формация Permian Basin
Этот огромный старый нефтяной район занимает северо-запад штата Техас и часть Нью-Мексико. В нем сравнительно недавно обнаружены пласты с трудноизвлекаемыми (сланцевыми) запасами нефти. Самый крупный из них носит название Wolfcamp, два других – Spraberry и Bone Spring.
Пласт Wolfcamp залегает на глубинах 1700-3300 м, общая площадь 45,5 тыс. км2. Толщина пласта 450-780 м, но он разделен, по меньшей мере, на 4 части непроницаемыми прослоями. Информация о Wolfcamp весьма отрывочна, однако за последние 4 года только в техасской части месторождения выдано 39 тыс. разрешений на бурение, добыча нефти выросла в 1,6 раза, а конденсата – в 5,6 раза. В целом по двум штатам добыча нефти достигла 2 млн барр./сут; это единственное месторождение, где она продолжает расти. На рис.7 зелеными точками показано расположение нефтяных скважин; высокая плотность бурения указывает на зоны повышенной продуктивности.
5. Подведем баланс
Три года назад EIA составило оценку нефтяных запасов США, из которой я выбрал данные по крупным сланцевым месторождениям (см. таблицу). Более поздних данных нет.
Для начала отметим три момента:
1) Запасы подсчитаны при ценах нефти более $100 за баррель. При нынешних ценах надо бы их вдвое сократить. Но мы пока не будем.
2) За прошедшие 4 года почти половина доказанных запасов (45,7%) уже добыта. Даже если нефтяные цены вырастут вдвое, остатки запасов будут выбраны за 3-4 года.
3) Зато в США очень много «технически извлекаемых» запасов, которые, увы, невыгодно добывать.
Что они собой представляют? Это территории с малой толщиной продуктивного пласта и самой плохой проницаемостью. Больше 10-15 тыс. т нефти из таких скважин добыть нельзя. Это не окупает затрат, потому бурить их в ближайшие годы не будут.
А в отдаленном будущем? Не знаю. Всего лишь 20 лет назад мы жили без интернета и мобильной связи. Кто скажет, чему мы будем удивляться еще лет через двадцать?
Автор: Александр Хуршудов, эксперт АНГИ.