Сланцевый газ в системе газообеспечения: сырьевая база, условия освоения и прогноз добычи

В статье рассмотрена сырьевая база сланцевого газа (СГ в мире, проанализирована региональная и корпоративная структура добычи газа сланцевых месторождений. Такте дано описание крупнейших существующих проектов в области освоения таких месторождений в мире; рассмотрены экономическая эффективность освоения СГ, экологические проблемы; представлен прогноз его добычи на долгосрочную перспективу.

СЫРЬЕВАЯ БАЗА

Сланцевым газом (shale gas) называют метан, содержащийся в нетрадиционных коллекторах - сильно глинизированных плотных породах: алевритах, аргиллитах и сланцах. Месторождения сланцевого газа занимают большие площади, но отличаются высокой рассеянностью и крайне низкой проницаемостью, которая в тысячи раз меньше, чем у обычных газовых пластов. Поэтому их вместе с залежами угольного метана (coalbed methane) и газа плотных песчаников (tight gas) относят к нетрадиционным ресурсам. По мнению авторов, правильнее называть их «трудноизвлекаемые ресурсы газа» (hard-to-recover gas resources).

Потенциально возможные ресурсы (total possible resources) сланцевого газа планеты оцениваются примерно в 200 трлн м(3), в том числе в США-24,1 трлн м(3) (табл. 1) [1]. Полученная при проведении геологоразведочных работ (ГРР) оценка геологических запасов (gas in place), вероятно, будет в 1,5-3,0 раза меньше. Однако труднее всего определить, какую часть из них можно отнести к доказанным запасам (proved reserves), пригодным для промышленной разработки. Сланцевый газ не подстилается водой и не ограничивается сверху покрышкой, традиционные методы подсчета запасов здесь невозможны. Для достоверной оценки необходимо разбурить огромные по площади участки плотной сеткой разведочных скважин, что потребует огромных капитальных вложений при высоких геологических и экономических рисках.

За пределами США и Канады - в Европе, АТР (Китае, Индии, Австралии) - ГРР на сланцевый газ находятся в начальной стадии. Оценки и прогнозы можно делать пока только на основе геологических аналогий с бассейнами Северной Америки. По оценке авторов, после проведения ГРР величина доказанных запасов сланцевого газа в мире с учетом экологических, технологических и экономических ограничений составит не более 12 трлн м(3) [2].

ДОБЫЧА

Технология добычи сланцевого газа известна давно и заключается в бурении скважин с горизонтальным участком ствола и многоступенчатым гидроразрывом пластов (ГРП). По мере истощения притока ГРП неоднократно повторяется. Добыча сланцевого газа началась в США в конце 70-х гг. прошлого века, но в период низких цен на газ она была глубоко убыточной и не достигала значительных объемов (рис. 1, 2).

При этом до середины 80-х гг. общий объем добычи природного газа из всех источников устойчиво снижался. Переломить ситуацию удалось за счет интенсивного вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, сначала со второй половины 80-х гг. - газа из плотных песчаников, в 90-е гг. - метана угольных пластов, а после 2005 г. - сланцевого газа (рис. 3) [3].

Произошедший бурный рост разработки трудноизвлекаемых запасов газа в США изначально связан с истощением традиционных месторождений. Основное снижение запасов традиционного природного газа происходило в штатах Канзас и Оклахома -Западный Внутренний нефтегазоносный бассейн (НГБ). Его запасы связаны с зоной нефтегазонакопления Хьюготон-Амарилло, содержащей самое крупное в США нефтегазовое месторождение - Панхандл-Хьюготон. При отсутствии новых крупных открытий происходило сокращение разведанных запасов газа в Калифорнии и Луизиане -НГБ Калифорнийского и Мексиканского залива соответственно. В 90-е гг. объем доказанных запасов природного газа в США остановился на уровне 4,5 трлн м(3), растущее потребление компенсировалось импортом, который увеличился с 1990 по 2000 г. в 2,5 раза - с 40 млрд до более 100 млрд м(3)/год (см. рис. 3). Именно в эти годы стартовали проекты СПГ транснациональных и мультинациональных компаний (Royal Dutch/Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron и др.) по всему миру: в Алжире, Нигерии, Катаре, Мексике и России, первоначально ориентированные на рынок США [4].

Падение добычи газа в США привело к необходимости повышения коммерческой эффективности газового бизнеса и либерализации рынка газа. Еще с конца 1970-х гг. администрацией США проводилось постепенное дерегулирование газовой отрасли. В 1978 г. вместо Федеральной энергетической комиссии (FPC) была учреждена Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC), одной из функций которой было реформирование ценообразования на природный газ. Новая комиссия отменила ограничения на отпускные цены газа на устье скважины. Для решения проблем, связанных с неравноправными условиями поставок газа на межрегиональный и местные рынки, Конгресс США принял Закон «О политике в области природного газа» (Natural Gas Policy Act), который предусматривал введение унифицированных цен на межштатном и внутриштатном рынках и единого подхода к их регулированию. Все промысловые цены устанавливались на уровне, стимулирующем ввод в разработку новых месторождений. В 1985 г. FERC издала постановление, предписывавшее газотранспортным компаниям обеспечить свободный доступ производителей к газовым сетям. Потребители получили возможность напрямую заключать сделки с производителями о покупке газа и с владельцами газопроводов о его доставке. В 1986 г. было полностью отменено регулирование цен на газ. В 1987 г. легализованы контакты на условиях take-or-pay («бери или плати»), по которым покупатели должны оплачивать определенную часть законтрактованного газа, даже в случае отказа или невозможности его приема [5].

Важным фактором, способствовавшим росту добычи газа в США в 80-е гг. в условиях исчерпания традиционных месторождений, стало снижение налоговой нагрузки на производителей, добывающих природный газ из битуминозных песчаников, угольных пластов и черных сланцев. Это было зафиксировано в 1980 г. в специальном законе о льготном налогообложении неожиданных доходов -Windfall Profit Tax Act. Либерализация цен на газ, развитие и удешевление технологий его добычи и транспортировки позволили независимым производителям газа наряду с крупнейшими компаниями (majors) наращивать добычу и инвестиции в газовые проекты* [6]. (* Согласно классификации EIA к majors относятся крупнейшие транснациональные нефтегазовые компании: ВР, ChevronTexaco Corp., ConocoPhilips Inc., ExxonMobil Corp., Royal Dutch/Shell Group; крупные нефтегазовые компании: Wiliams Companies, Unocal Corp., Tesoro Petroleum Corp., Occidental Petroleum Corp., Marathon Oil Corp.; крупные преимущественно газоэнергетические и газохимические концерны: Amerada Hess Corp., Anadarko Petroleum Corp., Apache Corp., Burlington Resources, Dominion Resources, El Paso Energy Corp., EOG Resources, Kerr McGee Corp., Lyondell Chemical Company, Premcor Inc., Sunoco Inc., Valero Energy Corp. К независимым производителям газа США относятся все прочие компании, добывающие газ на территории этой страны.)

В начале 2000-х гг. в США была проведена переоценка запасов, что привело к их увеличению - сначала до 5 трлн м(3), а к 2011 г. - почти до 7 трлн м(3), после того как на баланс были поставлены нетрадиционные, а также глубоководные месторождения. Основной прирост запасов произошел в штатах Техас - НГБ Мексиканского залива, Вайоминг и Колорадо - НГБ Скалистых гор. Последние сосредоточены главным образом в черносланцевых отложениях, а также в битуминозных песках и угольных пластах. Высокие цены на газ, развитие технологий, а также налоговые льготы разработчикам позволили поставить запасы этих месторождений на баланс.

В 2005 г. в условиях резкого роста энергетических цен и сокращения добычи традиционного природного газа правительство США предприняло дополнительные меры для стимулирования газовой отрасли. Были существенно сокращены налоги на добычу газа и увеличены обязательные отчисления в пользу землевладельцев, которые стали охотнее заключать контракты с добывающими компаниями.

В технологическом плане происходило массовое развитие горизонтального бурения и операций многоступенчатого ГРП. В результате добыча сланцевого газа за 5 лет выросла более чем в 6,6 раза (с 19 млрд до 126 млрд м(3)/год), что обеспечило общий рост добычи газа в стране (см. рис. 1-3).

КРУПНЕЙШИЕ ПРОЕКТЫ

США Наиболее крупное месторождение Barnett Shale на севере Техаса имеет длительную историю добычи сланцевого газа (рис. 4). Содержащие метан породы залегают здесь на глубинах от 450 до 2000 м на площади 13 тыс. км(2). Мощность пласта изменяется от 12 до 270 м. В 2006 г. добыча газа из 6,1 тыс. скважин составила свыше 20 млрд м(3), в 2007-2011 гг. число скважин увеличивалось примерно на 2 тыс. шт. в год и превысило 15 тыс. шт., но добыча после 2008 г. перестала расти, остановившись в 2009-2011 гг. на уровне 50 млрд м(3)/год.

Для первых операций ГРП требовалось примерно 1000 т воды и 100 т песка. В настоящее время в горизонтальных скважинах стоимостью 2,6-3,0 млн долл. для одной операции ГРП требуется примерно 4000 т воды и 200 т песка. В среднем в течение года на каждой скважине проводится три ГРП.

Один из производителей сланцевого газа - компания Chesapeake Energy, активно скупая минеральные права у землевладельцев, в 2009 г. владела лицензиями на огромной площади 13,6 тыс. км(2). Чтобы добыть весь газ с нее, нужно пробурить 21 250 скважин. В 2009 г. цены производителей снизились в 2,14 раза - до 137 долл/тыс м(3), что сделало дальнейшую добычу нерентабельной. Чтобы рассчитаться с долгами (12,3 млрд долл.), компания пыталась продать часть лицензий, диверсифицировать свой бизнес, вступила в альянсы. Ее доля добычи газа на месторождении Barnett Shale снизилась до 6,5 млрд м(3). Другой производитель сланцевого газа - ХТО Energy предпочел в этих условиях влиться в корпорацию ExxonMobil.

Крупнейший американский газовый проект Marcellus Shale находится в начальной стадии развития. Огромный пласт мощностью от 8 до 80 м протянулся от штата Нью-Йорк до штата Теннесси. Общая площадь его составляет 140 тыс. км(2), глубина залегания - 700-3000 м. По различным оценкам, геологические запасы газа могут находиться в пределах 4,5-15,2 трлн м3, что соответствует газонасыщенности пород 0,32-1,0 %. Коэффициент извлечения газа в рамках проекта принят равным 0,1. Для освоения месторождения потребуется пробурить от 100 до 220 тыс. скважин стоимостью 3-4 млн долл. каждая. Таким образом, минимальный объем капитальных вложений только в бурение скважин должен составить 300 млрд долл. или 197 долл/тыс. м(3) прогнозируемой добычи газа. Огромные вложения нужны потому, что сланцевый газ является сильно рассеянным полезным ископаемым. Средняя плотность извлекаемых запасов Marcellus Shale составляет 3,5-10,0 млн м(3) на 1 км(2). Обычная газовая скважина такой объем добывает за месяц, а хорошая - за неделю. И обе добросовестно работают не менее 15 лет. В этих условиях реализация проекта Marcellus Shale в полном объеме сейчас абсолютно нереальна; добыча будет вестись на участках с большой мощностью пласта, а остальное оставят до лучших времен.

Канада. Основные ресурсы сланцевого газа в Канаде сосредоточены на западе страны в бассейнах Horn River, Cordova Embayment, Liard, Colorado Group. Проектами по добыче сланцевого газа занимаются несколько газодобывающих и многопрофильных компаний, включая американские и японские: EnCana, Apache, Devon, EOG, Quicksilver, Nexen, Penn West Energy Trust и Mitsubishi. В 2011 г. расширяется добыча на ранее введенных месторождениях сланцевого газа. EnCana совместно с Apache проводит бурение 40 горизонтальных скважин в целях выхода на уровень добычи сланцевого газа 1,5-2,0 млрд м(3)/год. Бурение 7 скважин осуществляет компания Devon. Одновременно компания Nexen пробурила 18 горизонтальных скважин с установленными мощностями по добыче сланцевого газа также около 1 млрд м(3)/год. Для начала активного освоения ресурсов сланцевого газа бассейнов Horn River и Cordova Embayment ряд компаний арендовали и приобрели в собственность крупные участки земли. Для переработки планируемого к вводу в разработку сланцевого газа происходит значительное увеличение мощностей газоперерабатывающих заводов (ГПЗ). Так, к середине 2012 г. будут существенно расширены мощности ГПЗ Cabin и Nelson, ориентированные, в том числе, на переработку сланцевого газа. С учетом намеченного роста добычи сланцевого газа в Канаде значительно расширяются мощности по транспортировке и экспорту. В 2014 г. будет построен газопровод, соединяющий районы добычи сланцевого газа с СПГ-терминалом Kitimat пропускной способностью 5 млн т/год.

В бассейне Liard компании Transeuro Energy Corp. и Questerre Energy Corp. пробурили и закончили обустройство трех скважин. Добываемый газ начнет поступать в систему трубопровода, изначально построенную для природного газа. В бассейне Deep большое число скважин пробурено Montney and Doig Resource. Здесь существует обширная система трубопроводов, которая связывает Deep Basin с рынками природного газа Канады и США.

Мексика. Несмотря на то что сланцесо-держащие бассейны Техаса имеют непосредственное продолжение на территорию Мексики, на данный момент разработка ресурсов сланцевого газа в этой стране не ведется. В то же время государственная нефтяная компания РЕМЕХ осуществляет бурение первой разведочной скважины по проекту The Eagle Ford Shale в штате Коауила.

Аргентина. В этой стране проводится разведка сланцевого газа в бассейне Neuquen. Разведочное бурение ведут компании Apache и YPF (Repsol), которые являются партнерами по разработке нетрадиционных ресурсов (включая сланцевый газ) в бассейнах Neuquen и Austral. В начале 2011 г. Apache сообщили о бурении первой в Латинской Америке горизонтальной скважины для разработки сланцевого газа. Компания Арсо (контролируется компанией Williams) планирует пробурить две разведочные скважины на блоке Coiron Amargo.

Франция. Во Франции ресурсы сланцевого газа сконцентрированы в бассейнах Paris и Southeast. Традиционно в бассейне Paris ведется добыча жидких углеводородов, прежде всего в центральной части бассейна. В последние годы активизировалась работа в восточной части бассейна, где в пермо-карбоновом пласте сконцентрированы запасы сланцевого газа. Лицензия на разработку участка была приобретена East Paris Petroleum Development Corp, которая в феврале 2011 г. была поглощена Elixir Petroleum. В ближайшее время Elixir планирует провести масштабное исследование перспектив освоения участка на нетрадиционный газовый потенциал (метан угольных пластов и сланцевый газ) в соответствии с арендным договором. В марте 2011 г. Министерство энергетики и окружающей среды начало выдавать лицензии на разведку запасов сланцевого газа в бассейне Southeast.

Германия. Ресурсы сланцевого газа в Германии связаны с бассейном German.

Деятельность по разведке и подготовке к освоению ресурсов сланцевого газа в стране проводят ExxonMobil, Realm Energy, BNK. Компания ExxonMobil осуществляет бурение 5 испытательных скважин по условиям договора аренды. В ноябре 2010 г. ExxonMobil объявил еще о 10 проектах по разведке и добыче сланцевого газа в Северо-Западной Германии. BNK Petroleum арендовала значительную площадь для разведки сланцевого газа, метана угольных пластов и газонасыщенных песчаных коллекторов в Западной и Центральной Германии [7].

Польша. На территории Польши располагаются три бассейна: Балтийский, Люблинский и Подляшский, являющиеся перспективными для освоения ресурсов сланцевого газа. Участки недр с содержанием сланцев в Балтийском бассейне арендуют крупные международные корпорации, небольшие независимые геолого-разведочные компании, а также польская национальная газовая компания PGNiG.

Наиболее активную деятельность в Балтийском бассейне ведет компания 3Legs Resources (дочерняя организация компании Lane Energy Poland). Conoco Phillips в партнерстве с 3Legs проводит оценку потенциала сланцевого газа в этом бассейне. В конце 2010 г. совместное предприятие пробурило первые разведочные скважины на сланцевый газ. Скважины были пробурены вертикально через формации силура и ордовика. Результаты бурения пока не опубликованы. До октября 2011 г. совместное предприятие во главе с BNK Petroleum планирует пробурить разведочную скважину в бассейне, которая также пройдет через образования силура и ордовика.

Компания Talisman Energy планирует бурение трех скважин в сланцах и дальнейшее сейсмическое исследование в течение следующих двух лет. Marathon Oil имеет концессионное соглашение в Балтийском бассейне, где планирует пробурить одну скважину и выполнить двумерные сейсмические исследования. Компании Chevron и ExxonMobil заявили о планах бурения разведочных скважин в течение 2012 г. Исследованием территорий Балтийского бассейна занимаются также ряд небольших специализированных компаний:

Realm Energy International, San Leon Energy и Aurealian Oil and Gas.

В Люблинском бассейне ряд международных компаний и PGNiG проводят оценки потенциала сланцевого газа. В августе 2010 г. Halliburton завершила первый успешный ГРП на разведочной скважине Markowola-1, принадлежащей PGNiG. Кроме того, в этом регионе заключили концессионные соглашения на проведение ГРР на сланцевый газ такие компании, как ExxonMobil, Chevron, Marathon Oil и др.

Украина. В этой стране ресурсы сланцевого газа связаны с Днепро-Донецким и Люблянским бассейнами. Основным объектом исследования является восточная часть Днепро-Донецкого бассейна. В 2010 г. EuroGas совместно с Total осуществлял бурение нескольких горизонтальных скважин. Кроме того, значительный интерес к этому бассейну проявляют Shell и ExxonMobil. Eurogas пока единственная международная фирма, которая занимается изучением потенциала сланцевого газа Люблянского бассейна.

Румыния. В настоящее время разработка месторождений сланцевого газа в бассейне Pannonian - Transylvanian находится на начальном этапе. East West Resources совместно с Alberta company в 2011 г. получила разрешение на освоение сланцевых месторождений севера Румынии.

Болгария. В 2008 г. компания Direct Petroleum Exploration пробурила первую разведочную скважину в целях изучения потенциала сланцевого газа в бассейне Carpathian-Balkanian. В 2010 г. Chevron арендовала около 3 тыс. км(2) земли для изучения возможности добычи сланцевого газа. По оценкам Министерства энергетики и экономики Болгарии, добыча сланцевого газа в стране может начаться через 5-10 лет.

Китай. В этой стране проявляется большой интерес к разработке собственных месторождений сланцевого газа. В октябре 2010 г. Министерство природных ресурсов Китая учредило национальный исследовательский центр сланцевого газа (National Gas Shale Research Center), куда вошли четыре китайские компании (CNPC, Sinopec, CNOOC, Shanxi Yanchang Petroleum Group) и ряд зарубежных партнеров (Shell, Chevron, ConocoPhillips, BP, EOG Resources, Newfield Exploration), имеющие планы по развитию бизнеса по добыче сланцевого газа в Китае [8].

CNPC оценивает начальные суммарные ресурсы сланцевого газа КНР в 36,8 трлн м(3). Извлекаемые ресурсы на глубине менее 2 тыс. м составляют 10,87 трлн м(3), доказанные запасы - 102,3 млрд м(3). Оценки основаны на предельных геологических и технологических возможностях без учета экологических, экономических и социальных факторов. Реально добыча сланцевого газа в КНР не превысит 5-7 млрд т/год после 2020 г. Проекты по разведке и добыче сланцевого газа сконцентрированы в бассейне Sichuan. Этот регион является одним из наиболее развитых газодобывающих районов в Китае с разветвленной газотранспортной системой, что является чрезвычайно важным при добыче низконапорного сланцевого газа.

PetroChina (дочерняя компания CNPC) проводит геолого-разведочные работы на сланцевый газ в бассейне Sichuan, являясь партнером практически всех международных компаний, работающих в регионе. PetroChina пробурила здесь 7 скважин. В сентябре 2010 г. было анонсировано, что все пилотные скважины дали притоки газа.

В декабре 2010 г. Sinopec сообщила, что ее первая скважина по добыче сланцевого газа (Yuanba-1), пробуренная в северовосточной части бассейна, на глубинах 4035-4110 м получила приток газа. В течение 2011 г. PetroChina и Sinopec пробурили несколько горизонтальных скважин в различных частях бассейна в режиме тестирования. В ближайшее время планируется начать бурение скважин для начала промышленной добычи газа в бассейне Sichuan. В планы компаний входит доведение ежегодной добычи газа к 2015 г. до 1,0-1,5 млрд м(3).

В 2008 г. Chevron совместно с CNPC начали работы по подготовке к добыче сланцевого газа на блоке Chuandongbei в бассейне Sichuan. Ведется бурение нескольких тестовых скважин. В сентябре 2010 г. Chevron подписала соглашение с Sinopec относительно разработки блока Guiyang. В марте 2010 г. компания Shell объявила о подписании СРП на 30 лет с правительством Китая по разработке блоков сланцевого газа в бассейне Sichuan.

На ближайшие 7 лет Shell планирует инвестировать ежегодно около 1 млрд долл.

Индия. Перспективы добычи сланцевого газа в Индии связывают с тремя бассейнами: Cambay, Krishna Godavari, Cauvery. Несмотря на то что освоение ресурсов сланцевого газа бассейна Cambay (оператор разработки - OVL) для Индии является приоритетным направлением, программа разработки месторождений сланцевого газа не сформирована. В бассейне Cambay пробурено две скважины (горизонтальная и вертикальная). При применении ГРП в одной из скважин получены притоки углеводородов, в том числе газа из сланцевых отложений. В ходе поисковых работ на углеводороды в бассейне Krishna Godavari пробурено 16 скважин, позволяющих исследовать перспективы сланцевого газа в сланцевых отложениях бассейна Cambay.

В сентябре 2010 г. ONGC пробурила первую в Индии скважину для добычи сланцевого газа в нефтегазоносном районе Raniganj бассейна Cauvery. Бурение скважины завершено в январе 2011 г., получены притоки сланцевого газа. Это первая из четырех скважин для добычи сланцевого газа, бурение которых заложено в программу ГРР в бассейне Cauvery до марта 2012 г.

Австралия. Крупнейшим континентальным нефтегазоносным регионом является бассейн Cooper, где расположены также отложения сланцевого газа. Разработка нефтегазовых запасов начата в 1960 г. В октябре 2010 г. компания Beach Energy завершила бурение вертикальной скважины для добычи сланцевого газа, получены первые притоки. Активные ПРР также ведут Santos и DrillSearch Energy. В апреле 2010 г. AWE провело исследование пяти образцов керна эксплуатационной скважины на севере бассейна Perth, обнаружив сланцевые отложения в интервале глубин 1600-3200 м. До конца 2011 г. компания планирует пробурить вторую скважину на глубину до 3200 м до сланцев Kockatea и Caryginia.

В августе 2010 г. индийская компания Bharat PetroResources подписала договор о приобретении половины проекта ЕР413 и ТР/15 по разработке сланцевого газа бассейна Perth. Оператором проекта является австралийская независимая нефтегазовая компания Norwest Energy.

Россия. По состоянию на середину 2011 г. в России не проводились даже первичная оценка запасов сланцевого газа и его геологоразведка. По различным оценкам, ресурсы сланцевого газа в России варьируются от 20 до 100 трлн м(3). Учитывая объем и выполнение осадочных бассейнов, концентрацию органического вещества и геолого-геохимические характеристики сланцев, по оценкам ИЭОПП СО РАН, при существующих технологиях извлечения газа из сланцевых отложений объем его ресурсов составляет около 25 трлн м(3). Сланцевый газ содержится в Балтийском и Донецко-Донбасском бассейнах, который имеет существенное распространение на территории России и Украины, в отложениях рифея Тимано-Печорского бассейна, в отложениях Енисейского кряжа в районе Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, в геологических формациях Анабарского щита вплоть до выхода на поверхность одноименных битуминоидных сланцев, а также в ряде других регионов.

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ

Преимуществом сланцевого газа является близкое расположение к центрам потребления, но этот же фактор накладывает дополнительные экологические ограничения. В нефтегазовой отрасли нет примеров столь мощного воздействия на недра, как при добыче сланцевого газа, которая связана со значительным нарушением целостности недр, большой площадью и высокой плотностью проведения буровых работ.

Основные угрозы для реализации сланцевых проектов в плотнозаселенных регионах (Европа, Китай, США) - это изъятие значительных площадей из традиционного использования, нарушение сложившегося уклада; попадание химических реагентов и газа в водоносные горизонты и системы водоснабжения; прямое либо опосредованное повреждение поверхности и объектов инфраструктуры, как за счет вскрытия поверхности, так и в результате техногенных землетрясений и оползней.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

В целом при операционных затратах на добычу сланцевого газа 80-150 долл/тыс. м(3) и амортизации 100-200 долл/тыс. м(3) полномасштабная реализация проектов освоения месторождений сланцевого газа может быть обеспечена только при уровне цен реализации потребителю не менее 350-500 долл/1000 м(3).

Интенсивный рост добычи сланцевого газа в начале 2000-х гг. в США является следствием дефицита более выгодных запасов, предпринимательской активности, целенаправленных действий властей и высоких цен на газ. Значительные инвестиции в его добычу были сделаны в условиях, когда коммерческие цены газа в США находились на исторических максимумах, превышая в среднегодовом исчислении свыше 400 долл/тыс. м(3).

Если оценить полный цикл реализации проектов освоения месторождений сланцевого газа, то большинство из них будут убыточными, поскольку по мере их реализации происходит лавинообразное нарастание потребности в новых инвестициях. Вместе с тем добыча сланцевого газа в основном приближена к конечному потребителю, цены его реализации выше цен крупных оптовых продаж в региональных хабах, поэтому на определенном этапе текущие полные издержки добычи и поставок такого газа позволяют получить операционную прибыль. Но в целом проекты пока убыточны. Финансирование таких проектов мелкими операторами происходит за счет привлеченных средств, а крупными нефтегазовыми majors - ExxonMobil, ConocoPhillips, Marathon - за счет других сегментов их бизнеса, главным образом нефтедобычи.

Сланцевый газ проигрывает традиционному природному газу по всем техническим и экономическим показателям, кроме расстояния транспортировки и, в определенных случаях, природно-климатических условий. Поэтому добыча сланцевого газа позволяет решить проблемы локального газообеспечения в течение ограниченного временного интервала (не более 15-17 лет), а затем для поддержания газоснабжения потребуется подключение к внешним источникам поставок.

ПЕРСПЕКТИВЫ

Оптимистические оценки ресурсов сланцевого газа для Европы и АТР давались на основе геологических аналогий с североамериканскими бассейнами, но они пока не подтверждены результатами реальных ГРР. Причем проведенные в последние 1 -2 года во всех этих регионах геофизические исследования и буровые работы пока показывают ухудшение реальных получаемых геологических результатов по сравнению с первоначальными ожиданиями.

Главным препятствием для масштабной долгосрочной разработки сланцевого газа является недолговечность скважин. Через 5-10 лет притоки сланцевого газа истощаются, и чтобы поддерживать уровень газоснабжения, придется постоянно бурить новые скважины, строить к ним газопроводы. Те страны, которые заинтересованы не столько в рентабельности газового бизнеса, сколько в энергетической безопасности, будут его развивать.

По прогнозу авторов, добыча сланцевого газа к 2020 г. может превысить 200 млрд м(3), а к 2030 г. достичь 290-300 млрд м(3), что составит 6,0-6,5 % от суммарной добычи газа. Крупнейшими производителями сланцевого газа будут США, а также Канада, в Европе основная добыча будет сосредоточена в Польше, на Украине, в Германии, в АТР -в Китае и Австралии (табл. 2).

Продолжится развитие сланцевых проектов в США. Компании планируют играть на повышение цен на газ, поскольку возникает необходимость окупать крупные издержки, которые они будут перекладывать на потребителя. В Канаде, где добыча традиционного газа снижается, ее частичное замещение произойдет за счет газосланцевых месторождений, но в связи с удаленностью от целевого американского рынка возможные объемы добычи достаточно ограничены. В Южной Америке добыча будет развиваться в Аргентине и Бразилии, а также, возможно, в Чили и Эквадоре. В Европе добыча сланцевого газа в ограниченных объемах может вестись в Польше, Франции, Украине, Германии. Газодобывающие компании этих стран также могут поддерживаться как в результате повышения цен, так и за счет государственных дотаций.

При опережающем технологическом развитии и сближении цен на энергетических единицах газа и нефти сланцевый газ имеет право на существование. Он будет менее рентабельным, чем традиционные источники, но те страны, которые не имеют доступа к крупным месторождениям, будут развивать это направление энергообеспечения. В России наличие сланцевого газа установлено десятки лет назад в пределах Тимано-Печорской провинции, Сибирской платформы и в ряде других районов. Никакой экономической целесообразности в его добыче пока нет и в ближайшие годы не предвидится.

В заключение можно сказать, что добыча сланцевого газа оказала влияние на американский и международные газовые рынки в части переориентации определенных, но не критических объемов СПГ с атлантического побережья США, что в 2009-2010 гг. стало одним из факторов снижения цен в сегменте физических продаж. Глобального и фундаментального влияния на рынок сланцевый газ не оказал. Газовый бизнес в силу своей огромной фондоемкости болезненно реагирует на резкие колебания цен и нуждается в их регулировании. Во многих странах мира функцию регулирования осуществляют государственные газовые компании, а в США и отчасти в Европе эту роль, вероятно, возьмут на себя крупные транснациональные корпорации.

Располагая активами по всему миру, крупные корпорации имеют достаточный запас прочности, чтобы поддержать добычу трудноизвлекаемых запасов и увеличить стоимость газа в структуре относительных цен. Ожидается, что этот процесс займет 2-3 года; после повышения цен производителей до 350-500 долл/тыс. м(3) добыча сланцевого газа начнет постепенно возрастать, но уже не бурными, а медленными темпами.

***

Список литературы

1. Высоцкий В.И. Ресурсы сланцевого газа и прогноз их освоения // ИнфоТЭК-2011. - N 1. - С. 51-55.

2. Высоцкий В. И., Дмитриевский А.Н. Мировые ресурсы нефти и газа и их освоение // Российский химический журнал. - 2008. - N6. - С. 8-24.

3. Коржубаев А.Г. Газовый комплекс России: перспективы развития, возможности международной кооперации, или Необходимо ли создание газовой ОПЕК? // Бурение и нефть. - 2010. - N9. - С. 6-10.

4. Коржубаев А.Г., Хуршудов А.Г. Эхо «сланцевой революции». Минусы добычи «нетрадиционного» газа пока перевешивают плюсы // Нефть России. -2010.-N9.-С. 21-25

5. Коржубаев А.Г., Хуршудов А.Г. Сланцевый газ: большие надежды, скромные планы // Нефть и газ Евразия. - 2010. - N 12. - С. 24-28.

6. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Газовый баланс США: состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль. - 2005. -N 12. - С. 37-45.

7. Hartwig A. Applying classical shale gas evaluation concepts to Germany. - Part II: Carboniferous in Northeast Germany/A. Hartwig, S. Konitzer, B. Bouc-sein, B. Horsfield, H.-M. Schulz//Chemie der Erde-Geochemistry. - 2010. - Vol. 70. - S. 3. - P. 93-106.

8. Li S.M. Petroleum Source in the Tazhong Uplift, Tarim Basin: New Insights from Geochemical and Fluid Inclusion Data./S.M. Li, X.Q. Pang, Z.J. Jin et al. // Organic Geochemistry. - 2010. - Vol. 41. - P. 531-553. 

(с) Спецвыпуск журнала «Газовая промышленность» - Нетрадиционные ресурсы нефти и газа (676/2012)