 ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ
| Походження покладів природного газу
Нетрадиційні вуглеводні Нові технології зробили доступним для експлуатації багато з раніш недоступних нетрадиційних джерел природного газу: глибокозалеглий природний газ (deep natural gas), «ущільнений» природний газ (tight natural gas), сланцевий газ (shale gas), вугільний метан (coalbed methane), газ у геозонах під тиском, гідрати метану (methane hydrates) Поняття нетрадиційних типів вуглеводнів включає: ► сланцевий газ – газ, який міститься в дрібнозернистих осадових породах, які одночасно є і колекторами, і материнськими породами, характеризуються високим вмістом органічної речовини, мають низьку пористість і дуже низьку проникність; щільний газ – газ, що міститься в щільних малопроникних пісковиках, аргілітах, сланцях чи інших породах зі зниженими ємнісними влас-тивостями, утвореними за рахунок ущільненості та зцементованості породи, для вилучення якого необхідні засоби стимуляції; ► метан вугільних пластів– сорбований та вільний газ, зосереджений у вугільних пластах і вуглевмісних породах; ► сланцева нафта – нафта, зосереджена в дрібнозернистих осадових по-родах з низькими ємнісними параметрами, зі значним вмістом керогену, який здатний при підігріві до певної температури трансформуватись у нафту або природний газ; ► газогідрати – кристалічні сполуки змінного складу, які утворюються за певних термобаричних умов з води і газу, мають вигляд кристалічної гратки льоду з молекулами газу всередині, які зовнішньо нагадують сніг чи ніздрюватий лід; ► поклади вуглеводнів, пов’язані з імпактними структурами – поклади, приурочені до зон розущільнення і тріщинуватості в породах, що виникли в результаті ударної дії під час падіння небесних тіл.
Початок експлуатації газу з низькопористих колекторів стимулювався економічною політикою Сполучених Штатів. У 1980 р. Конгрес США запровадив політику фінансових заохочень під назвою Nonconventional Fuels Tax Credit. Вони охоплювали газ зі сланців, метан вугільних родовищ і щільний газ. Ця політика діяла до кінця 2002 р. і стосувався обладнання для видобутку газу. Покладами неконвекційного газу називаються такі скупчення природного газу, які з практичної точки зору є менш рентабельними і важчими для експлуатації, ніж традиційні (конвекційні). Тому, врешті решт, поділ родовищ природного газу на конвекційні і неконвекційні більше залежить від економічних факторів, ніж від геологічних форм їх знаходження. Запаси неконвекційного газу хоч і важкі для видобування, значно більші від конвекційних (рис. 1), які є простішими і вигіднішими для видобування, але швидко будуть повністю вичерпаними. За оцінкою МАГАТЕ, світові ресурси альтернативного природного газу (АПГ) становлять 1000 трлн м3 (з них 50 % ПСГ), а традиційного природного газу в 5 разів менше (від 177,4 до 213 трлн м3). Найбільші запаси АПГ зосереджені в Росії, Катарі, Ірані, США (120 трлн м3), Китаї (36 млрд м3), Австралії (22 трлн м3). Значними запасами АПГ володіють Канада, Індія, Німеч-чина, ПАР, Україна, Казахстан . У Китаї видобуток метану з вугільних пластів з 2005 по 2010 рр. зріс майже в 100 разів (до 10 млрд м3). Корпорації Statoil, BP, Total, ExxonMobil розвивають метано-вугільні і сланцеві родовища в Австрії, Угорщині, Польщі, Франції і Швеції .
Рис. 1. Розподіл ресурсів конвекційного та неконвекційного газу у світі
Зараз розвиток сучасних видобувних технологій робить можливим промисловий видобуток газу з неконвекційних родовищ. З розвитком техніки та зміною умов економічної політики, які сприятимуть зростанню рентабельності експлуатації газу, в майбутньому певні неконвекційні родовища можуть бути визнані конвекційними. Утворення традиційного родовища газу з точки зору нафтогазової геології вимагає наявності: материнської породи, яка може генерувати достатню кількість газу; пастки, що зупиняють міграцію вуглеводнів; породи-колектора, які вміщують газові поклади. Присутність цих елементів є обов’язковою умовою для забезпечення основних критеріїв визначення родовища: достатньо великих запасів газу і наявності необхідної пористості та проникності. Виконання цих умов забезпечує інвесторові кількість (запаси) і продуктивність газу, потрібну для отримання економічної вигоди з експлуатації. Для виникнення родовищ газу нетрадиційного типу навіть з точки зору класичного органічного походження нафти і газу не потрібні ні друга, ні третя умови, а якщо прийняти точку зору про їх неорганічне походження, то всі три основні умови утворення родовищ вуглеводнів стають необов’язковими. Тому для обґрунтування доцільності розробки неконвекційного родовища газу вирішальним є його велика віддача під час експлуатації, яка досягається застосуванням сучасних технологій. Тому такі родовища, на відміну від традиційних, є легкими для відкриття, але важкими для освоєння. Виробництво альтернативного газу має величезний потенціал, бурхливо розвивається, але одночасно має вищу вартість видобутку порівняно з традиційним газом, що обумовлює потребу прийняття інвестиційної концепції. Стратегія пошуків сланцевого газу також відрізняється передусім необхідністю поглибленого аналізу вуглеводневої системи, умов залягання, складу і текстурно-структурних особливостей материнських порід. Важкі для експлуатації запаси неконвекційного газу значно більші від покладів конвекційного (рис. 2, 3). Геологічні запаси окремих типів неконвекційного газу оцінюються в мільярди кубічних метрів (газ із великих глибин), десятки мільярдів (щільний газ, газ зі сланців і метан вугільних родовищ) та сотні мільярдів кубічних метрів (газові гідрати). Більшість доступного нам природного газу перебуває в скупченнях з невеликими концентраціями або в породах з низькою проникністю. На верхівці піраміди розміщені конвекційні родовища, які найпростіші і найвигідніші для видобування, а у майбутньому будуть найшвидше використаними. Експлуатація газу з родовищ, розміщених ближче до основи піраміди, є можливою в результаті розвитку видобувної технології та зростанню цін на блакитне паливо. До низу піраміди зростають витрати і економічний ризик.
Рис. 2. Піраміда запасів родовищ газу
Рис. 3. Модифікована піраміда запасів родовищ газу У 1995 р. неконвекційні родовища вуглеводнів були визначені Геологічною службою США як так звані безперервні скупчення (continuous accumulations), що розміщуються в породах з низькою пористістю і дуже низькою проникністю, причому потік газу під час видобування проходить винятково тріщинами, утвореними як природна система тріщин або штучно в результаті гідравлічної стимуляції. Крім того, ці родовища мають дуже великі геологічні запаси, але низький коефіцієнт видобутку газу.
Через різке зростання видобутку газу (завдяки сланцевому газу (рис. 4)) в 2009 р. США стали світовим лідером видобутку газу (745,3 млрд м3), причому понад 40 % припадало на нетрадиційні джерела (26 % – метан з вугільних пластів і 14 % – сланцевий газ). Це призвело до виникнення надмірної пропозиції газу на світовому ринку і значного падіння його ціни до початку 2010 р. Серйозних змін протягом 2009 р. зазнав і енергетичний ринок Європи, де Газпром знизив експорт газу на 11,4 % і втратив $22 млрд порівняно з 2008 р. Європейський ринок захоплює зріджений газ з Катару, який виявився набагато дешевшим від російського.
Рис. 4. Частка неконвекційного газу (ущільненого, сланцевого, вугільного метану) у загальному видобутку природного газу в США
У зв’язку з цим Газпром був вимушений не тільки відкласти розробку декількох газових родовищ (Штокманського і Бованенківського на півострові Ямал), але й законсервувати Ковиктинське родовище в Іркутській області. Надалі, на думку низки експертів, наслідки розробки неконвекційних родовищ газу можуть мати глобальний характер і привести до зміни всієї світової газової енергетики. Наприкінці 2009 р. Комітет із газових ресурсів США (Potential Gas Committee) оголосив про радикальну переоцінку ресурсів природного газу в США, збільшивши їх з 1300 трлн куб. футів (36,8 трлн м3) до 1836 трлн куб. футів (52,0 трлн м3). З них 616 трлн куб. футів становить сланцевий газ, родо-вища якого відкриті в басейнах: Аппалацькому, Серединно-Континентальному, Прибережному, Скелястих гір. Відділ інформації Міністерства енергетики США (Energy Information Administration – EIA) оцінює (2009 р.) ресурси газу в країні (без урахування Гавайських островів) у 2074 трлн куб. футів (58,7 трлн м3) у 89 басейнах 48 штатів. Це еквівалентно 350 млрд барелів нафти. Розвиток нових технологій і методів стимуляції гідравлічної тріщинуватості сприяв значному зростанню вилучення газу зі свердловин. Особливе значення це мало у випадку сланцевого газу, стрімке зростання видобутку якого за останні кілька років відбувалося завдяки розвитку сучасних технологій, передусім за рахунок впровадження горизонтального буріння. Підвищений попит на буріння в умовах вільного ринку сервісних послуг дозволяє постійно знижувати вартість і збільшувати ефективність бурових робіт. Буріння і відбір газу з великої кількості свердловин за невеликий проміжок часу дозволяє, в свою чергу, працювати «шкалі економії», що в результаті веде до подальшого зменшення витрат.
Американський успіх надихає зараз до інтенсивних пошуків неконвекційних родовищ природного газу в інших країнах, в тому числі в Європі. Походження покладів природного газу Метан значно поширений у природі, його основні обсяги в земній корі приурочені до осадових порід. У космосі та на Землі метан знаходиться у розсіяному стані в породах, практично повсюдно трапляється у підземних водах, є постійним супутником вугільних і нафтових родовищ. В пористих породах формуються і промислові родовища метану, подекуди з унікальними запасами. Багато вчених вважають, що спочатку метан утворюється в осадових породах, звідки надходить у пластові води, а виділившись із води, метан утворює поклади вільного газу. Розрізняють гази відкритихпор (які легко видобувати) і закритих пор (які вилучати важко). Вони або розчинені в поровій воді, або сорбовані мінеральною частиною породи і органічною речовиною, або перебувають у вільному стані в закритих порах. Гази вилучають із порід вакуумною, термовакуумною і хімічною дегазацією. Зазвичай вміст газів у породах зростає з глибиною і від окраїн нафтогазоносних провінцій до їхніх внутрішніх частин. Вміст метану та його гомологів збільшується від пісковиків до глин і аргілітів, зростає із збільшенням концентрації органічної речовини. Розсіяні – це гази, сорбовані органічною речовиною та породою. Очевидно, що органічна речовина буде відзначатися вищою газонасиченістю порівняно з мінеральною частиною породи, а також розрізнятися складом газів. Сорбовані вуглеводневі гази мінеральної частини породи представлені переважно метаном і невеликою кількістю його гомологів. Бітумінозні аргіліти містять сапропелеву органічну речовину, для якої характерні гомологи метану. В гумусовій (вуглистій) органічній речовині частка гомологів метану незначна. У вугленосних товщах та власне у вугіллі зосереджена величезна кількість вуглеводневих газів, серед яких переважає метан, присутні вуглекислий газ, важкі вуглеводні, азот, сірководень, гелій та водень. Ці гази утворюються в процесі перетворення рослинного матеріалу на торф і вугілля, метаморфізму вугілля та його звітрювання, тобто протягом всього часу існування родовищ вугілля. Метан – основний газ у вугільних родовищах, його концентрація змінюється від 60 до 98 %. Кількісні співвідношення метану й його гомологів у родовищах вугілля залежать від ступеня метаморфізму та петрографічного складу вугілля.
|
