Сланцевый газ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Московский государственный университет имени М.В.Ломоносова

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Курсовая работа

на тему: Сланцевый газ

Выполнил: Ефимьев А.С.

Научный руководитель: Доцент Яндарбиев Н.Ш.

Москва, 2015

Содержание

Введение

1. Общие сведения о сланцевом газе

1.1 Понятие о сланцевом газе

1.2 Глобальные ресурсы и их распространенность

2. Характеристика пород-коллекторов сланцевого газа

3. Сланцевые ресурсы России

4. Методология оценки сланцевого газа

Заключение

Список использованной литературы

Введение

В условиях прогрессирующего истощения «традиционных» запасов углеводородов, в последние годы набирает обороты поиск и разработка нетрадиционных источников УВ. К таким источникам относятся и сланцевые образования.

Поиск и добыча природного газа из богатых углеводородами сланцевых образований, известного как "сланцевый газ", является одной из наиболее важных современных тенденций развития мирового топливно-энергетического рынка.

Интерес к освоению сланцевых залежей газа связан, прежде всего, с социально-экономическими условиями, особенно в тех районах, где добыча газа развивается, как новый вид деятельности или традиционные источники уже исчерпали себя.

Данная работа посвящена изучению общих сведений о сланцевом газе, рассмотрению коллекторских свойств залежей и методологии оценки запасов. Также в работе собраны данные о потенциале сланцевых залежей России.

При этом, учитывая практически полное отсутствие научных публикаций по данной проблеме в отечественной литературе, основой для написания работы послужили опубликованные материалы иностранных изданий.

Работа написана под руководством доцента Яндарбиев Н.Ш., которому автор выражает искреннюю благодарность.

1. Общие сведения о сланцевом газе

1.1 Понятие о сланцевом газе

Сланцевый газ - тип природного газа, содержащегося в виде газовых скоплений в толще сланцевых образований в осадочной оболочке Земли [25].

В отличие от традиционных скоплений природного газа, образующих в коллекторе сплошную фазу, сланцевый газ относится к дисперсным газам [14]. Дискретная газовая фаза приурочена к закрытым порам и взаимосвязана с газом, окклюдированным и сорбированным минеральным и органическим веществом. Таким образом, речь идет о сложной системе, общая газовая емкость которой намного больше, чем общая пористость. Поэтому для промышленной добычи природного газа необходимо создать систему искусственных трещин [5].

Сланцевый газ состоит преимущественно из метана, но так же в его составе присутствуют и другие газы, такие как H2 - 25-40%; CO - 10-20%; CO2 - 10-20%; C2H4 и другие углеводороды - 4-5%; N2 - 22-25%; O2 - не более 1 %.

Анализ общих данных по освоению сланцевого газа в Северной Америке позволил выделить два типа месторождений:

1. К первому типу относится большинство известных в США месторождений, включая Барнетт, Марцеллус и др. Это огромные (тыс. км²) ареалы палеозойских черных сланцев, залегающих преимущественно на небольших (менее 1500 м) глубинах. Степень их катагенеза соответствует разным градациям прото- и мезокатагенеза (ПК2-МК3), но максимальные палеотемпературы, как правило, существенно выше (на 20-100 градусов), чем современные [6].

2. Ко второму типу относятся месторождения Хейнесвилл (США, Арканзас), а также Хорн Ривер и Монтней (Канада). Площади газоносных черносланцевых ареалов здесь гораздо меньше и количество «рабочих» скважин невелико (до 100), а глубины залегания черных сланцев гораздо больше, чем на месторождениях первого типа. Тем не менее, и объемы добычи сланцевого газа, и долгосрочные перспективы его освоения очень велики и вполне конкурируют с такими гигантами, как Марцеллус и Барнетт [22]. Связано это с гораздо более высокими стабильными дебитами сланцевого газа, которые обусловлены спецификой геотермобарических условий.

1.2 Глобальные ресурсы и их распространенность

Размещено на http://www.allbest.ru/

В 2011 году EIA (EnergyInformationAdministration) оценили глобальные технически извлекаемые запасы сланцевого газа в 6,622 трлн. куб. футов (ТКФ). Приведенный график иллюстрирует основные технически извлекаемые запасы оцененные в исследовании. Сланцевый газ впервые был выделен в виде горючего ископаемого в 1821 г. в Фредонии. Процесс гидравлического разрыва впервые применили в 1947 г. в США. Снижение в 70-х годах производственного потенциала традиционных коллекторов США побудило правительство вкладывать большие средства в научное развитие технологий бурения и гидроразрыва пласта. Правительство США активно участвовало в проектах по развитию данного направления, упростило налогообложение для компаний занимающихся разработкой сланцевого газа [19].

Аргентина Крупнейшая сланцевая газовая провинция расположена в бассейне Неукен (Neuquйn) на востоке Анд в Аргентине и центральной части Чили занимает площадь более 120000 км². В декабре 2010 г. было обнаружено 4,5 ТКФ сланцевого газа в равнине Лома-де-ла-Лата бассейна Неукен. К тому же сланцевая провинция Вака Muerta, также расположенная в бассейне Неукен, быстро набирает международный интерес в качестве значительного нетрадиционного источника сланцевого газа. Исследователи считают, что Вака Muerta может быть одним из крупнейших сланцевых бассейнов за пределами США. Кроме того, в Неукене имеется формация Los Molles, которая имеет значительный потенциал. Его ресурсы оцениваются в 167 ТКФ газа. Другим важным регионом для газа является Golfo San Jorge, который расположен в центральной части Патагонии и покрывает поверхность площадью около 170 000 км². Одними из основных образований, расположенных в бассейне Aguada Bandera являются образования Санта-Крус (Santa Cruz) и Чубут (Chubut). Aguada Bandera имеет подтвержденный потенциал 51 ТКФ природного газа. Менее изученным бассейном является Парана-Чако (Paranб-Chaco), ресурсы которого оцениваются в 164 ТКФ [Leopoldo Olavarria, Daniela Jaimes, Gustavo Mata].

Австралия

Сланцевая промышленность в Австралии находится в зачаточном состоянии и в полном объеме ресурсы сланцевого газа не выявлены. Согласно докладу EIA-2011 Австралия обладает геологическими и техническими условиями похожими на США и Канаду, с технически извлекаемыми запасами сланцевого газа 396 ТКФ.

Купер (Cooper) бассейн - это наиболее перспективный и коммерчески выгодный из всех резервуаров в Австралии, с существующей уже традиционной нефтяной и газовой инфраструктурой (рис.1.1.).

437 ТКФ - технически извлекаемые запасы сланцевого газа, по оценкам Австралии на 2013 г. на основе четырех бассейнов: Perth, Canning, Cooper и Maryborough. Отраслевые эксперты прогнозируют до 500 млн.долл.вложений в течение ближайших 1-2 лет на дополнительную разведку и научные исследования.

1000+ ТКФ - сумма потенциальных извлекаемых запасов сланцевого газа в Австралии, при продолжении исследований и разработок таких областей как Queensland, Восточная Австралия и Северные Территории [Alex Cull, Jehann Mendis, Joanna Yoon]

сланцевый газ добыча порода



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.1. Сланцевые бассейны Австралии (© Commonwealth of Australia (Geoscience Australia) 2013. This product is released under the Creative Commons Attribution 3.0 Australia Licence. http://creativecommons.org/licenses/by/3.0/au/deed.en)

Канада имеет значительные запасы сланцевого газа и нефти и согласно EIA на Канаду и США приходится практически весь сланцевый газ, добываемый на коммерческой основе в мире. Большинство предполагаемых ресурсов сланцевого газа находятся в провинциях: Альберта (Alberta), Британская Колумбия (British Columbia), Квебек (Quebec) и Нью-Брансуик (New Brunswick).

Бассейн Horn-River в северо-восточной Британской Колумбии предположительно содержит до 1000 ТКФ природного газа, из которых около 20%, как считается, могут быть извлечены.145 ТКФ - прогнозируемые извлекаемые запасы природного газа на месторождении сланцевого газа Muskwa в Horn-River бассейне.

Ресурсы сланцевого газа Канады находятся еще на стадии развития, и их полный потенциал еще предстоит изучить [Alan Harvie, Kay Lynn Litton].

Китай Нефтяные месторождения Китая иссякают. Поэтому Китай имеет сильную потребность в энергетических ресурсах. Китай имеет несколько регионов со сланцевым газом: Северо-Западный, Qingzang, Верхний Янцзы, нижний и средний Янцзы, Восточный, Юго-Восточный. В общей сложности, Министерство земельных и природных ресурсов выделило около 180 сланцевых областей. Администрация Китая оценила ресурсы сланцевого газа в 1275 ТКФ, что даже больше, чем объединенные запасы США и Канады. К 2020 году Китай планирует извлекать 100 млрд.куб.фут. в год [Fei Kwok, Barbara Li].

Южно-Африканская Республика Main Karoo бассейн занимает около 700 000 км² в центральной части Южной Африки. Это эрозионные остатки бассейна осадконакопления в центральной части суперконтинента Гондвана. Этот бассейн содержит основные запасы ископаемого топлива Южной Африки. В ЮАР имеются три установленные сланцевые формации: Whitehill, Prince Albert и Collingham. Технически извлекаемые ресурсы из этих трех формаций составляет 485 ТКФ [Matt Ash].

США занимает первое место в мире по извлекаемым запасам сланцевого газа (1161 ТКФ) и является лидером на рынке технологий по добыче и переработке газа. Сланцевые залежи очень разнообразны, каждая имеет свои геологические условия и соответственно определенные проблемы при эксплуатации.

Приведем данные некоторых месторождений:

1. Barnett Shale (Техас). Охватывает площадь в 500 кв. миль. С 1993 здесь было извлечено 12,6 ТКФ и пробурено более чем 16000 скважин (рис.1.2).

2. Fayetteville Shale (Арканзас и Оклахома). Занимает 9000 кв. миль. Понижение цен на газ приостановило разработку данного месторождения.

3. Woodford Shale (Оклахома). Охватывает 4700 кв. миль.

4. Permian Basin (West Texas and New Mexico). Общая площадь месторождения 75000 кв. миль. С 1921 г. здесь добыто 29 млрд. баррелей нефти и 75 ТКФ газа.

5. Bakken Shale (North Dakota, Montana, and Canada). Охватывает площадь в 200 000 кв. миль. Суточная добыча составляет 1.19 млн. баррелей нефти.

6. Марцелл Shale (Пенсильвания, Нью-Йорк, Западная Вирджиния, Огайо). Громадное месторождение, по оценкам имеющее 50% от всех запасов сланцевого газа в континентальной части США. Оценки запасов варьируют от 84 до 500 ТКФ природного газа и 3,4 млрд. баррелей нефти. В 2012 году объем добычи газа на месторождении составлял 895 млн. куб. фут.

7. Haynesville-Bossier Shale (восточный Техас и западный штат Луизиана). Haynesville-Bossier Shale охватывает около 9000 кв. миль и имеет, по оценкам, 251 ТКФ извлекаемого газа. В 2011 году это месторождение превзошло Барнетт, и стало первым среди производителей газа страны.

8. Eagle Ford Shale (Техас). Eagle Ford Shale охватывает около 20000 км² в южной и восточной части Техаса, недалеко от Барнетта. Эта формация содержит не только запасы сухого и жирного газа, но также и нефти.



Рис.1.2. Сланцевые провинции США (The US Energy Information Administration (EIA)

2. Характеристика пород-коллекторов сланцевого газа

В большинстве осадочных бассейнов сланцевые толщи обычно представлены аргиллитами и алевропелитами (siltstone) или дополнительно включают такие типы пород, как алевролиты и песчаники, находящиеся в тонком переслаивании со сланцами [12]. Сланцем издавна называется порода с параллельной ориентировкой минеральных частиц. Эта ориентировка может быть обусловлена несколькими факторами:

· сугубо седиментационными факторами;

· сжимающим параллельным напряжениями при складкообразовании (кливаж осадочных пород на фоне разных стадий литогенеза) и процессами динамометаморфизма (одностороннее напряжение или стресс на фоне метагенеза и регионального метаморфизма - милониты, катаклазиты);

· давлением нагрузки при региональном метаморфизме (зеленосланцевая, эпидот-амфиболитовая и другие фации).

Таким образом, сланцеватость может быть как первичной, так и иметь наложенный по отношению к первичным текстурным элементам характер. Обычно сланцевый газ связан с осадочными породами, сланцеватость которых выражена в различной степени и обусловлена в основном литогенетическими факторами. Наиболее благоприятны для освоения сланцевого газа породы с выраженной тонкой слоистостью и сланцеватостью, поскольку газонасыщенность таких пород значительно больше, а плотность техногенных (естественно-техногенных) трещин намного выше по сравнению с толстослоистыми или массивными литомами [17]. Сланцевые породы, в той или иной мере обогащенные ОВ, выражены глинистыми и карбонатно-глинистыми отложениями, степень катагенеза их не превышает МК₄-АК₁, а обычно составляет ПК-МК₃. Для обозначения их в англоязычной геологической литературе используется термин «black shales».

Черные сланцы - это водноосадочные горные породы, обычно темные, пелитоморфные и сланцеватые, обогащенные сингенетичным органическим веществом преимущественно аквагенного и отчасти терригенного типов.

В процессе катагенетической трансформации горючих сланцев в битуминозные черные сланцы кероген или пелитоморфное минеральное вещество петрофизически и физико-химически активируются, приобретая дополнительную пористость и открытую микротрещиноватость. Так, практически непроницаемые, гидрофильные, в различной степени пластичные, неблагоприятные для эффективного естественного и техногенного трещинообразования горючие сланцы и сапропелиты преобразуются в гидрофобные породы с интенсивным газонакоплением, занимающие промежуточное положение между обычными коллекторами и покрышками (рис. 2.1).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.1. Принципиальная схема накопления газа в различных неравномерно - гидрофобизованных низкопроницаемых породах (TGR) в зоне мезокатагенеза.

1 - пески, песчаники; 2 - песчаники, алевролиты; 3 - алевролиты, ритмиты; 4 - горючие сланцы; 5 - черные сланцы; 6 - сапропелиты, бурые угли; 7 - каменные угли; 8 - граница зон прото- и мезокатагенеза; 9 - фронт глубинной гидрогеологической инверсии; 10 - струйная миграция глубиного метана; 11 - миграция водорастворенного метана; 12 - зона неравномерной гидрофобизации пород - интенсивного газонакопления в TGR.

Характеристики коллектора, определяющие газоносность сланцев

1. 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%, иначе сланец будет подвержен пластичным деформациям, а значит, не сможет образовывать трещины, которые являются основными путями миграции газа, т.е. определяют его проницаемость.

2. Количество органического вещества (ОВ). Оно должно превышать 1%, чтобы генерировать промышленные газовые скопления.

3. Степень зрелости ОВ в сланцах, которая в большинстве случаев определяется по отражательной способности витринита - микроскопических остатков высшей растительности. Она выражается в у.е. и обозначается символом R₀. Массовая генерация газовых углеводородов (УВ) - главная зона газообразования - фиксируется значениями R₀ более 1,3 (рис.2.2.).

Рис. 2.2. Генерация УВ и стадии литогенеза [15]

Пористость. Она должна составлять не менее 3%, для того чтобы сланец содержал достаточные для разработки объемы газа. Поры имеют различные формы и размеры (рис.2.4).Что же касается общей пористости, то она зависит от интенсивности литификации. Для глинистых отложений с незначительным содержанием карбонатов и минералов свободного SiO₂ общая пористость контролируется преимущественно степенью катагенетического уплотнения. Для чистых глин (диагенез-протокатагенез) она находится в пределах 20-40%, для уплотненных глин (МК₁) снижается до 10-15%, для аргиллитоподобных глин (МК₂) - 2-10%, для аргиллитов (МК₃-МК₄) - 3-5%, для аспидных сланцев и филлитов (апокатагенез - метагенез) - менее 3% [24]. При содержании в глине органического вещества свыше 1-2% динамика изменения пористости при катагенетическом уплотнении существенно меняется, что определяется интенсивностью газогенерации.

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.

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 [7]. При прочих равных условиях, более зрелое органическое вещество должно генерировать большее количество геологических ресурсов нефти и газа, чем менее зрелое органическое вещество.

Известные в настоящее время промышленные коллекторы сланцевых газов представлены разнообразными типами сланцевых пластов.

3. Сланцевые ресурсы России

По данным EIA на 10 июня 2013 Россия находится на 9 месте по технически извлекаемым запасам сланцевого газа (285 ТКФ) (рис.3.1.).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3.1. Топ 10 стран с технически извлекаемыми запасами сланцевого газа (EIA, 2013)

Оценка EIA ресурсов сланцевого газа и сланцевой нефти России главным образом основывается на сланцах верхней юры баженовской свиты в Западно-Сибирском бассейне (рис.3.2.). Это органически богатые кремнистые сланцы, являющиеся главной нефтематеринской свитой для обычного газа и нефти добываемых в Западно-Сибирском бассейне. Также EIA рассматривала и другие бассейны (например, Тимано-Печорский), но публично доступной информации для количественной оценки ресурсов было недостаточно [16].

Рис.3.2. Предполагаемые бассейны сланцевого газа и сланцевой нефти в России (ARI, 2013)

Ресурсы сланцевого газа в баженовских сланцах оцениваются в 1920 ТКФ, из них 285 ТКФ - технически извлекаемые (рис.3.3.). Ресурсы сланцевой нефти оцениваются в 1234 млрд. баррелей и из них технически извлекаемых - 74,6 млрд. баррелей.

Западно-Сибирский бассейн является крупнейшим нефтегазоносным бассейном в мире. Расположен в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев России. Площадь около 3,5 млн кмІ. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового периодов. Большая часть нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000--3000 м; газа и газоконденсата - на глубине до 2000 м. Нефть Западно-Сибирского бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1 %), и парафина (менее 0,5 %), содержание бензиновых фракций высокое (40--60 %).Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70 % российской нефти. Основной объём нефти извлекается насосным способом. Из них уже извлечено 40-45% нефти [1].

EIA разделили баженовскую свиту в Западно-Сибирском бассейне на основе TOC и термической зрелости на: северную и центральную части. Северная часть баженовской свиты имеет предполагаемую площадь 99740 миль², среднее содержание ТОС 5%, содержит нефть, жирный газ, сухой газ и конденсат. Центральная часть баженовской свиты имеет предполагаемую площадь 116200 миль², среднее содержание ТОС 10%, содержит термически зрелую сланцевую нефть [20].



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3.3. Западно-Сибирский бассейн, перспективные районы сланцевого газа и сланцевых нефтей ( ARI, 2013)

Баженовская свита присутствует на большей части Западно-Сибирского бассейна. Пласты выходят в краевых частях бассейна и в центре бассейна залегают на глубине более 5000 м. Общая мощность сланцев, как правило, колеблется в диапазоне от 20 до 50 м. Баженовские отложения накапливались в глубокой морской, анаэробной среде и состоят в основном из кремнистых аргиллитов, богатых планктонным органическим веществом. Содержание ТОС, как правило, самое высокое в центральной части бассейна (более 15%) (рис.3.4.) и уменьшается к периферии бассейна, составляя на севере около 2-7% и в центральной части - 5-10% [9].



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3.4. Коллекторские свойства баженовских сланцев (Lopatin et al., 2003)

В отложениях баженовской свиты фиксируется аномально высокое пластовое давление. Измеренное давление на забое скважины на нефтяном месторождении Салым являются аномально высокими, они до 70% выше по сравнению с обычным гидростатическим давлением. Температурный градиент также высокий. Содержание глины, как правило, меньше 20%.

Баженовская свита сложена чередованием сланцев с высоким содержанием ТОС и карбонатных прослоев. Сланцы являются источником нефти, которая приурочена к трещиноватым карбонатным слоям, в том случае, если имеется достаточная емкость резервуара. Это похоже на месторождение Бакен Шейл в Северной Дакоте, где карбонатный коллектор зажат между богатыми нефтью сланцами.

Северная часть баженовской свиты является перспективной на нефть, жирный газ/конденсат и сухой газ. Перспективность для сланцевой нефти площади в 74400 миль² здесь определена: по показателю отражения витринита (Ro) со значениями между 0,6% и 1%, содержанием ТОС более чем 2% и глубиной залегания пластов более чем 3300 футов. Площадь в 14800 миль² перспективна для жирного газа и конденсата, т.к. Ro колеблется от 1% до 1,3%. Площадь в 10540 миль² перспективна для сухого газа, Ro более 1,3%. Перспективная площадь для северной части баженовской свиты ограничивается на востоке, где глубоководные морские сланцы переходят в мелководные обломочные отложения [9].

Центральная часть баженовской свиты содержит 116200 миль²площади перспективной на нефть с термической зрелостью керогена (Ro) от 0,7% до 1%. Содержание ТОС в сланцах около 10%. Кроме того, центральная часть баженовской свиты ограничивается с востока переходом морских сланцев в обломочную формацию.

Сланцевая нефть в северной части баженовской свиты имеет концентрацию, примерно, 13 млн. баррелей/миль² плюс попутного газа в «нефтяном окне»; концентрация ресурсов в размер 4 млн. баррелей/миль² и 42 МКФ (миллиардов кубических футов)/миль² в окне жирного газа/конденсата [18].

Ресурсы сланцевого газа в баженовской свите оцениваются в 1920 ТКФ, с 285 ТКФ технически извлекаемыми. Ресурсы сланцевой нефти оцениваются в 1234 млрд. баррелей и из них технически извлекаемых 74,6 млрд. баррелей [11] В своем годовом отчете 2011 г. «Роснефть» оценивает извлекаемые запасы нефти из баженовской свиты в 4,4 млрд. баррелей на своих лицензионных участках в Западной Сибири [8].

В последние годы российские нефтяные компании проявляют заинтересованность в методах бурения и добычи, используемых в США, чтобы развивать нетрадиционные ресурсы нефти и газа. Роснефть, национальная нефтяная компания России, подписала соглашения с Exxon Mobil и Statoil с целью использования технологии горизонтального бурения и массовой стимуляции, чтобы использовать сланцевые газовые и нефтяные ресурсы страны.

Площадь Тимано-Печорского бассейна составляет около 122000 миль². Основным источником богатых органикой сланцев здесь являются верхнедевонские отложения (доманиковый горизонт франского яруса). Эти породы состоят из тонкослоистых, темных кремнистых сланцев, известняков и мергелей, накопившихся в глубоководных морских обстановках. Исходные породы содержат кероген I и II типа с TOC в диапазоне от 1% до 15%, как правило, в среднем - 5%. Эти породы имеют достаточную толщину и зрелость и распространяются на большей части Тимано-Печорского бассейна, за исключением юго-западной окраины. С термической зрелостью от 0,6% до 1% эти породы располагаются, прежде всего, в нефтяном окне. К тому же содержание глины в сланцах менее 10% [23].

Общая мощность доманиковых отложений колеблется в интервале от 100 до 300 м. Доманиковая формация схожа с Duvernay формацией в Западной Канаде. В настоящее время, публично доступных геологических и пластовых данных недостаточно, чтобы подготовить количественную оценка ресурсов газа и нефти для доманиковых отложений в Тимано-Печорском бассейне [21].

Калининградская область

В северо-восточной части Балтийского бассейна в Калининградской области EIA оценивает запасы сланцевой нефти в 23 млрд. баррелей и запасы сланцевого газа в 20 ТКФ в перспективном районе. Из них 1.2 млрд. баррелей нефти и 2 ТКФ сланцевого газа оцениваются в качестве технически извлекаемых [4].

4. Методология оценки запасов сланцевого газа

Описываемый метод оценки запасов сланцевой нефти и сланцевого газа применяется Energy Information Administration (EIA). Метод опирается на геологическую информацию, собранную из публично доступных источников. Это общественно доступная информация дополняется опытом и наработками в оценке месторождений США.

Стадии оценки

1. Определение перспективной площади для каждой сланцевой газовой/нефтяной формации.

2. Оценка запасов сланцевого газа и сланцевой нефти на месторождении.

3. Расчет технически извлекаемых запасов сланцевого газа и сланцевой нефти.

Бассейн Неукен (Neuquen) в Аргентнине будет использован для иллюстрации некоторых из шагов оценки ресурсов [4].

Определение перспективной площади для каждой сланцевой газовой/нефтяной формации Важным и сложным этапом оценки ресурсов является установление участков, которые можно считать перспективными для разработки сланцевого газа и сланцевой нефти. Критерии, используемые для установления перспективных участков, включают в себя:

· Условия осадконакопления. Важным критерием является обстановки осадконакопления сланца, в частности, имеет ли этот сланец морское или неморское происхождение. Морские сланцы, как правило, имеют низкое содержание глины и высокое содержание хрупких минералов, таких как кварц, полевой шпат и карбонаты. Хрупкие сланцы положительно реагируют на гидравлическую стимуляцию. Сланцы накапливающиеся не в морских (озерных или речных) обстановках имеют более высокое содержание глины, являются более пластическими и менее чувствительными к гидравлической стимуляции.

· Глубина залегания. Глубина залегания перспективных отложений должна быть более чем 1000 м, но мене чем 5000 м. Область с глубиной менее 1000 м имеет низкое пластовое давление, которое не сможет обеспечить движение флюида по капиллярам. Кроме того, пласты, залегающие ниже 1000 м, вероятнее всего, имеют высокое содержание пластовой воды. Пласты, расположенные на глубине ниже 5000 м, скорее всего, будут иметь низкую проницаемость и затраты на бурение скважин будут неоправданно большими.

· Общее содержание органического вещества (TOC).Средний ТОС перспективной области должен быть больше, чем 2%. Так ТОС в Marcellus Shale в New York по данным гамма каротажа превышает 5% (рис.4.1.).

Рис.4.1. Связь гамма-каротажа и TOC.

· Термическая зрелость. Термическая зрелость определяет степень преобразованности органического вещества. Показатель отражения витринита (Ro) используется в качестве показателя термической зрелости. Ro перспективной площади должно быть больше 0,7%, но менее 1%. Жирный газ и конденсат перспективных зон имеют Ro между 1% и 1,3%. Области сухого газа имеют Ro более 1,3%.

Географическое положение. Как правило, перспективный район будет содержать ряд областей с более высоким качеством сланцевого газа и сланцевой нефти, в том числе геологически благоприятных, с высокой концентрации ресурсов и ряда областей с более плохими условиями для дальнейшей разработки.

Наконец, бассейнам сланцевого газа и сланцевой нефти, которые имеют очень высокое содержание глины и/или имеют очень высокую геологическую сложность, присваивается высокий фактор риска и они исключаются из оценки ресурсов. При дальнейшем развитии технологии добычи или в других экономических условиях может произойти включение этих бассейнов в оценку ресурсов.

Оценка запасов сланцевого газа и сланцевой нефти на месторождении(OIP/GIP)

A. Нефть на месторождении (OIP). Расчет нефти для данной площади контролируется в основном двумя основными характеристиками - толщиной чистых органически богатых сланцев и пористостью заполненной нефтью. Кроме того, давление и температура регулируют объем газа в пластовой нефти, определяемый объемным коэффициентом пласта.

· Толщина чистого органически богатого сланца. Чистый валовой коэффициент используется для учета органически пустой породы в органически богатом интервале и позволяет оценить толщину чистых органически богатых сланцев.

· Заполненность пор нефтью и газом. Если данные о заполненности пор отсутствуют, то принимается, что поры заполнены нефтью, свободным газом и водой.

· Давление. Особое внимание должно быть уделено зонам с повышенным давлением. Избыточное давление дает возможность большей части нефти быть произведенной резервуаром после достижения нефти точки насыщения.

· Температура. Стандартный температурный градиент 1.25⁰ F на 100 футов глубины и температура поверхности 60 градусов F используются, когда фактические данные о температуре недоступны.

Приведенные выше данные были объединены с помощью уравнения для расчета OIP на квадратную милю.

Размещено на http://www.allbest.ru/

А - площадь, в акрах,

H-мощность органически богатых сланцев, м,

Ц - пористость, безразмерная величина,

(So) - представляет собой долю пористости, заполненной нефтью (So) вместо воды (Sw) или газа (Sg), безразмерная величина,

Boi-это объемный коэффициент нефти, равный отношению объема нефти в пласте к объему товарной нефти; пластовое давление, температура и термическая зрелость (Ro) используются для определения значения Boi.

В общем, сланцевая нефть в резервуаре содержит попутный газ. Поскольку давление в резервуаре сланцевой нефти падает ниже давления насыщения, часть газа из нефтяного раствора начинает отделяться и образуется свободная газовая фаза [3],[10].

· Свободный газ на месторождении. Расчет количества свободного газа в пласте для данного ареала регулируется, в значительной степени, четырьмя характеристиками: давлением, температурой, газонасыщенной пористостью и мощностью органически богатых сланцев. Давление. Методология исследования уделяет особое внимание выявлению областей с избыточным давлением, т.к. оно обеспечивает более высокую концентрацию газа, содержащегося в фиксированном объеме резервуара. Температура. Особое внимание нужно уделять областям с повышенным температурным градиентом при оценке запасов.

· Поры заполненные газом. Когда данные пористости недоступны, акцент делается на минеральном составе сланца и оценке пористости как на аналогичных американских сланцевых бассейнах. Если данные недоступны, то предполагается, что поры заполнены газом и остаточной водой.

· Толщина органически богатого сланца.

Для расчета свободного GIP используется следующая формула:

Размещено на http://www.allbest.ru/

А - площадь в акрах, H- мощность органически богатых сланцев, м,

Ц - пористость, безразмерная величина,

(Sg) - это часть пористости, заполненной газом (Sg) вместо воды (Sw) или нефти (So), безразмерная величина,

P - давление в МПа,

T - температура, в градусах Ранкина.

Bg - объемный газовый фактор, включает в себя фактор отклонения газа; безразмерная величина.

С. Адсорбированный газ на месторождении. В дополнение к свободному газу, сланец может содержать значительные количества газа, адсорбированного на поверхности органических (и глинистых) частиц.

Количество адсорбированного газа, рассчитывается по следующей формуле:

GC = (VL * P) / (PL + P)

Для того чтобы установить объем Ленгмюра (VL) и давление Ленгмюра (PL), используется изотерма адсорбции или изотерма Ленгмюра -- зависимость количества адсорбированного вещества (величины адсорбции) от парциального давления этого вещества в газовой фазе (или концентрации раствора) при постоянной температуре.

Выше содержание газа (GC) (обычно измеряется в кубических футах на тонну чистого сланца) превращают в концентрацию газа (GIP адсорбированного на квадратную милю), используя значения плотности сланца. (Значения плотности для сланцев, как правило, около 2,65 г /см и зависят от минералогии и количества органического вещества.)

Свободный газ на месторождении (GIP) и адсорбированный GIP объединяются для оценки концентрации ресурсов (млрд.куб.футов/ миль²) для перспективной площади сланцевого газа. На рис.4.3. показаны относительные вклады свободного газа и адсорбированного газа в суммарном объеме в зависимости от давления.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 4.3. Соотношение объемов адсорбированного и свободного газа в зависимости от давления [4].

Факторы риска/успеха. Эти два фактора заключаются в следующем:

· Вероятность успешного фактора. Успех зависит от того, даст ли хотя бы некоторая небольшая часть перспективного месторождения хороший приток нефти или газа. Это в свою очередь определяется объемом известных геологических данных. Так сланцевые образования, с ограниченными геологическими и пластовыми данными, имеют вероятность успеха 30-40%.

· Причины рисков перспективных областей. Некоторые части перспективных областей могут быть непродуктивными, обычно это связанно с: высокой структурной сложностью района; с меньшей термической зрелостью органики (Ro 0,7%, 0,8%); краевыми частями, где может быть недостаточное количество ОВ;

Факторы риска будут также зависеть от изученности бассейна и достоверности имеющихся данных. Продолжение поисков и оконтуривания, обеспечивают более точное определение перспективной площади, коэффициент потенциального успеха будет меняться.

Оценка технически извлекаемых ресурсов

Технически извлекаемые ресурсы устанавливается путем умножения оцененных запасов нефти и газа на коэффициент добычи, который зависит от ряда геологических факторов. Коэффициент извлечения использует информацию о минеральном составе сланца, чтобы определить его подверженность применения ГРП, а также учитывает, другую информацию, которая будет влиять сланцевую производительность, например, такую как: наличие микромасштабных естественных трещин; отсутствие неблагоприятных глубинных разломов; сжимаемости сланцевых пластов; и степень избыточного давления резервуара.

Три основных типа коэффициентов извлечения газа:

· Благоприятная газовая добыча. 25% коэффициент извлечения газа используется для сланцевых бассейнов газа, которые имеют низкое содержание глины, низкую или умеренную геологическую сложность и благоприятные свойства пласта, например, аномально высокое давление и высокую газовую пористость. Средняя газовая добыча. 20% коэффициента извлечения газа используется для сланцевых, которые имеют среднее содержание глины, умеренную геологическую сложность и среднее давление и свойства залежей.

· Низкая газовая добыча. Коэффициента извлечения, равный 15% газа, используется для сланцевых бассейнов, которые имеют от среднего до высокого содержания глины, от умеренной до высокой геологической сложности и ниже среднего коллекторские свойства.

Коэффициент извлечения равный 30% может быть применен в исключительных случаях: в районах с исключительной производительностью пласта. Коэффициент извлечения 10% применяется в случаях пониженного давления и сложности месторождения.

a. Важность минералогического состава при оценке извлекаемых ресурсов. Количество в сланце кварца, карбоната, глины будет определять эффективность гидроразрыва пласта.

· Сланцы с высоким процентом кварца и карбоната, как правило, хрупкие, что приводит к большому количеству мелких трещин, обеспечивающих многочисленные пути притока флюида из матрицы в ствол скважины, после проведения гидроразрыва.

· Сланцы с высоким содержанием глины, как правило, пластичные и при гидроразрыве они деформируются, а не разрушаются, что приводит к малому количеству трещин.

b. Значение геологической сложности. Разнообразие сложных геологических факторов может уменьшить эффективность добычи нефти или газа из сланцев:

· Обширные системы разломов. Область с обширными разломами может помешать бурению путем ограничения длины горизонтальной скважины, как показано на рис.4.4.

· Глубинные разломы. Через вертикальные глубинные разломы в пласт может попасть вода и уменьшить проницаемость.

· Надвиги и другие высоко напряженные нарушения. Тектонические сжатия, такие как надвиги и блоки выпячивания, являются свидетельством о высоких горизонтальных тектонических воздействиях, которые приводят к уменьшению проницаемости матрицы.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.4.4. 3D сейсмика помогает проектировать длину горизонтальных скважин. (New field Exploration Company)

Заключение

В результате проделанной работы были систематизированы и обобщены материалы о: глобальных ресурсах и их распространенности; характеристиках пород коллекторов; сланцевом потенциале России; методологии оценки запасов сланцевого газа.

На основе изученной информации сделаны следующие выводы:

Преобладающая часть стран, за исключением Канады и США, находятся лишь на этапе исследования сланцевых запасов. Технически извлекаемые запасы сланцевого газа и сланцевой нефти Китая, Аргентины, России, Австралии, Мексики огромны, но в настоящее время их добыча является экономически нецелесообразной. Коллекторы в сланцевых формациях представлены преимущественно глинистыми и карбонатно-глинистыми породами, насыщенными органическим веществом и находящимися, как правило, в условиях мезокатагенеза. Изучение фильтрационно-емкостных свойств сланцевых формаций показало, что сланцы имеют небольшую горизонтальную проницаемость и крайне малую вертикальную проницаемость. Это означает, что газ в сланцевой ловушке не может активно перемещаться, т.е. коллектор можно классифицировать как нетрадиционный резервуар для УВ. Баженовская свиты в Западно-Сибирском является не только материнской породой для традиционных нефти и газа, но и еще перспективна как сланцевое месторождение нефти и газа. Количество запасов в сланевой формации зависит не только от количества свободного газа и свободной нефти, но и от адсорбированного газа. Это необходимо учитывать при подсчете запасов месторождения.

Сдерживающими факторами динамичного развития индустрии сланцевого газа являются высокая себестоимость добычи сланцевого газа и жесткие экологические требования, предъявляемые к процессу промышленной разработки месторождений во многих странах мира.

Список литературы

1. Васильев 2010 «Сланцевый газ» (http://www.blogberg.com/blog/news/6815.html).

2. Геллер Е., Мельникова С., 2010, Зона неопределенности // Приложение к журналу «ТЭК. Стратегии развития», №2.

3. Abrams, M.A. et al. 1999. “Oil Families and Their Potential Sources in the Northeastern Timan Pechora Basin, Russia.” AAPG Bulletin, vol. 83, no. 4, April, p. 553-577.

4. Chevron, 2009, «Seek Shale Gas in Poland as Europe Focuses on Unconventional Reserves» (http://oilprice.com/ europe-focuses-on-unconventional-reserves.html)

5. Curtis J. B, 2002, «Fractured shale gas system»

6. David A. Waldo, Gaffney, Cline & Associates. Geologic Factors Associated with Successful Shale Gas Plays

7. Department of Energy&Climate Change, About shale gas and hydraulic fracturing (fracking), 19 December 2013.

8. Flawn., 1961; Walper, 1977, 1982; Walper, 1982; Thompson, A. Goldstein, Jr., P. B. King, and C. E. Weaver, 1961, The Ouachita system: University of Texas, Bureau of Economic Geology, Report 6120, 401 p., 6 sheets

9. Gavshin and Zakharov, 1996. “Geochemistry of the Upper Jurassic-Lower Cretaceous Bazhenov Formation, West Siberia -Abstract.” Economic Geology, vol. 91, p. 122-133

10. Johnson, D., 2003, Reservoir characterization of the Barnett Shale: Barnett Shale Symposium, Ellison Miles Geotechnology Institute at Brookhaven College, Dallas, Texas, November 12-13, 2003

11. Littke, R., Cramer, B., Gerling,P., Lopatin, N.V., Poelchau, H.S., Schaefer, R.G., and Welte, D.H., 1999. “Gas Generation and Accumulation in the West Siberian Basin.” AAPG Bulletin, vol. 83, no. 10, p. 1642-1665.

12. Lopatin, N.V., Zubairaev, S.L., Kos, I.M., Emets, T.P., Romanov, E.A. And Malchikhina, O.V., 2003. “Unconventional Oil Accumulations in the Upper Jurassic Bazhenov Black Shale Formation, West Siberian Basin: A Self-Sourced Reservoir System.” Journal of Petroleum Geology, vol. 26, p. 225-244.

13. Lindquist, S.J., 1999. “The Timan-Pechora Basin Province of Northwest Arctic Russia: Domanik-Paleozoic Total Petroleum System.” U.S. Geological Survey Open-File Report 99-50-G, 40 p.

14. Marathon Oil Corporation, Oil and Natural Gas Fact Book (www.marathonoil.com).

15. Nemova, V.D., 2012. “Bazhenov Formation: Structure, Properties and Methods of Laboratory Research.” Society of Petroleum Engineers Moscow section meeting, Nov 13, 2012. Retrieved from http://www.spe-moscow.org/meetings/ 01/09/13.

16. Norton Rose Fulbright - November 2013. Shale gas handbook. p. 120

17. O'Brien, N. R., 1971, Fabric of kaolinite and illite floccules: Clays and Clay Minerals, v. 19, p. 353-359, doi:10.1346/CCMN.1971.0190603.

18. Ramey, H.J., “Rapid Methods of Estimating Reservoir Compressibilities,” Journal of Petroleum Technology, April, 1964, pp.447-454.

19. Rodova, N., 2012. “Will Russia Replicate US Success in Tight Oil Development?” Platts Online, August 23, 2012. Retrieved from http:/www.platts.com/newsfeature/2012/oi/russianoil/index 01/10/13.

20. Roger M. Slatt and Neal O'Brien, 2008, «Pore types in the Barnettand Woodford gas shales: Contribution to understanding gas storage and migration pathways»

21. Shale gas reservoir characterization workflows. Satinder Chopra+*, Ritesh K. Sharma+, James Keay+ and Kurt J. Marfurt+Arcis Seismic Solutions, Calgary; †The University of Oklahoma, Norman

22. Ulmishek, G.F., 2003. “Petroluem Geology and Resources of the West Siberian Basin, Russia.” U.S. Geological Survey Bulletin 2201-G, U.S. Geological Survey, Reston, Virginia.

23. U.S. Energy Information Administration | Technically Re coverable Shale Oil an dShale Gas Resources: An Assessmentof 137 Shale Formations in 41Countries Outside the United States June 2013(June 13, 2013 - corrected Executive Summary, Table 5)

24. Vasquez, M., and Beggs, H.D., “Correlations for Fluid Physical Property Predictions,” Journal of Petroleum Technology, June1980, pp. 968-970.

Размещено на Allbest.ru