CC BY
118
УДК 553.98
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ: ПЕРСПЕКТИВЫ И ПРОБЛЕМЫ ИХ ОСВОЕНИЯ
В.П.Якуцени, А.М.Жарков (ФГУП "Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт"), Ю.Э.Петрова (Санкт-Петербургский государственный университет)
Нетрадиционные виды УВ-сырья — значимая часть геологического баланса УВ земной коры. Их ресурсы на порядки превышают ресурсы той части нефти и газа, которые рассматриваются в качестве традиционных и планетарно более широко распространены.
Рассмотрены основные виды нетрадиционных источников природных газов, приведена их градация по степени изученности, реальности освоения в ближайшей перспективе с учетом себестоимости их извлечения и востребованности, обосновано их значение в качестве резерва ресурсов УВ в мире и определена их значимость в балансе ресурсов и запасов газа для энергодефицитных регионов России.
Ключевые слова: газы сланцевые, плотных песчаников, угольные, водорастворенные; газогидраты; ресурсы; себестоимость.
Неуклонный рост населения планеты, вместе с увеличением душевого энергопотребления, а также глобализация мировой экономики нуждаются в стабильном обеспечении УВ-сырьем для энергоснабжения и нужд развивающейся химической промышленности. Одновременно более чем 100-летняя добыча УВ медленно, но верно подводит к завершению традиционных ресурсов нефти и газа — самых ценных по составу, значимости и экологичности, но невозобновляемых видов энергетического и химического сырья, крайне неравномерно распределенных в планетарном масштабе.
Основные ресурсы УВ сосредоточены в странах Ближнего Востока, тогда как в большинстве развитых стран мира (Северная Америка, Западная Европа, Юго-Восточная Азия, Австралия и др.) традиционные ресурсы УВ либо уже исчерпаны, либо близки к этому. Сокращение запасов УВ вынуждает многие страны с дефицитом УВ-сырья искать им замену или компенсацию. В этой связи интерес могут представить нетрадиционные источники УВ.
Общепринятое понятие о любых видах нетрадиционных источников полезных ископаемых, включая УВ, состоит в следующем: это трудноизвлекаемые (некондиционные для руд) виды сырья, освоение (поиск, разведка, добыча) и переработка которых при современном развитии технологий (методов) нерентабельны с учетом действующих цен и экологических последствий при освоении, но будут рентабельными при более высоких ценах или научно-техническом прогрессе. Последние обстоятельства позволили уже сегодня включить многие ранее нетрадиционные виды сырья в разряд успешно разрабатываемых.
К нетрадиционным видам газового сырья в настоящее время относят:
газонасыщенные плохопроницаемые породы с низкой газоотдачей. Среди них газы в плотных песчаниках и сланцах, а также в угленосных формациях. Несмотря на различия в составе, структуре и распространенности всех этих видов газовмещающих пород, их добычные свойства ограничиваются одним и тем же геолого-промысловым параметром — низкой газоотдачей из-за слабой проницаемости коллекторов;
метан, растворенный в подземной гидросфере нефтегазоносных бассейнов (НГБ) (водорастворенный газ); газы в твердой фазе — газогидраты. Все эти виды газа не способны активно перемещаться в недрах под влиянием только техногенных депрессий, создаваемых скважинами. Для их добычи необходимо дополнительное физико-химическое воздействие на сырье или вмещающую его среду, что значительно усложняет и удорожает их освоение. Но если учесть, что геологические ресурсы нетрадиционных видов газа на порядки превышают традиционные, а площадь их распространения гораздо шире — практически на всех континентах, включая акватории, то их изучение и освоение в XXI в. становится неизбежным и приобретает практическое значение.
Освоение. Из всех известных ныне нетрадиционных источников природных газов наиболее активно изучаются и разрабатываются в мире слабопроницаемые газонасыщенные породы с низкой газоотдачей. Ведущая роль в освоении их ресурсов принадлежит США (рис. 1), которые давно столкнулись со значительной выработанностью традиционных запасов УВ на
Рис. 1. ДИНАМИКА РАЗВИТИЯ ДОБЫЧИ УВ ИЗ НЕТРАДИЦИОННЫХ ИСТОЧНИКОВ УВ-СЫРЬЯ В США НА НАЧАЛО ТРЕТЬЕГО ТЫСЯЧЕЛЕТИЯ
территории своей страны. Налоговые льготы, инновационные технологии, высокий уровень технического обеспечения, благоприятные нормативно-правовые условия недропользования, хорошая геологическая изученность регионов позволили американским добычным компаниям еще в 80-х гг. прошлого века приступить к промышленной добыче газа из угольных бассейнов и плотных песчаников, а в начале текущего столетия — сланцевого газа из уплотненных глинистых отложений. Освоение последних произвело бум в мировом геологическом сообществе и происходит чрезвычайно быстрыми темпами.
Россия не относится к странам с дефицитом традиционных запасов газа, напротив, она среди лидеров (РФ — 47,7; Иран - 29,7; Катар - 25,4; мир - 188,6 трлн м3, 2010 г.) [17]. Однако основная часть этих запасов находится в малонаселенных пунктах, с неблагоприятными географо-климатическими условиями, удаленных как от внутренних, так и зарубежных импортеров, что повышает себестоимость их освоения и резко увеличивает транспортные издержки. Одновременно с этим в европейской части России, самой населенной и промышлен-но развитой с высоким уровнем энергопотребения, степень выработанности запасов газа весьма высока. Так, по Приволжскому федеральному округу она уже превысила 55 %, а по Южному и Северо-Кавказкому федеральным округам (совместно) — 69 %. К тому же в текущих (остаточных) запасах газа (категории А+В+С1) практически во всех НГБ европейской части России в балансе преобладают месторождения, близкие по условиям освоения к нетрадиционным видам, в основном с низкой газоотдачей. Очевидно, что изучение и подготовка к освоению нетрадиционных источников газа, прежде все-
го, в европейской части России приобретают не только теоретический интерес на отдаленную перспективу, но и сегодняшнюю практическую значимость.
Угольные газы. Активное изучение метана в толщах угольных бассейнов как попутного полезного ископаемого началось в странах Европы и Японии в 60-70-е гг. прошлого столетия. В 80-х гг. прошлого столетия к ним присоединились США и Австралия, где метан угленосных отложений рассматривался не только как попутное, но и самостоятельное полезное ископаемое. К началу 2005 г. уже в 14 странах мира велась его промышленная добыча (США, Германия, Франция, Великобритания, Казахстан, Китай, Канада, Индия, Мексика и др.), а темп прироста его запасов в отдельных странах увеличился в разы. Мировой опыт показал перспективность вовлечения угольного метана в топливный баланс. По качеству газы угленосных толщ не уступают традиционным газовым месторождениям, а по ряду признаков даже лучше: нет сероводорода, а глубже зоны дегазации они на 95-98 % состоят из метана.
Методы добычи. Добыча угольных газов осуществляется несколькими путями: попутно с разработкой угля при дегазации и вентиляции извлекается шахтный метан; скважинами с поверхности, до начала строительства шахт и добычи угля, метан добывается из угольных пластов, т.е. проводится опережающая дегазация, частично снижающая газовую напряженность в недрах; газ извлекается также из выработанного (забутованно-го) пространства действующих и закрытых шахт, в которых он скапливается после завершения угледобычи. По разным оценкам в них остается до 50-75 % начальных запасов газа. В Великобритании и Франции значительный объем угольного газа добывается из закрытых шахт.
В России при реструктуризации угольной промышленности (1992-2008 гг.) было закрыто более 180 угольных шахт, половина из которых была высококатегорий-ной по газу. В 60-х гг. прошлого столетия на шахтах Воркутского района Печорского угольного бассейна и Восточного Донбасса шахтный метан, добытый в процессе дегазации, стал использовать в качестве топлива в шахтных котельных. Суммарный его объем не превышал 0,3-0,5 млрд м3/год [9].
Оценка ресурсов угольных газов проводилась в России неоднократно (1990-2009 гг.), в основном в угольных пластах. Их масштабы менялись в крайне широких пределах — от 39,1 до 64,8 трлн м3 (по единичным оценкам - до 80 трлн м3). Такой разброс оценок связан не только с их низкой изученностью, но и с различиями в методических подходах к оценкам. Основная часть ресурсов метана в углях приходится на Тунгусский бассейн — 26-38 трлн м3. Ресурсы газа в сравнительно хорошо изученном Кузнецком бассейне оцениваются иссле-
Рис. 2. ГАЗОНОСНОСТЬ УГОЛЬНЫХ БАССЕЙНОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, м3/т
1 - > 15; 2 - 10-15; 3 - 5-10; 4 - < 5; 5 - не установлена
дователями достаточно согласовано — 13,1-13,5 трлн м3. Еще один крупный угольный бассейн — Ленский — содержит 10-12 трлн м3 газа, Печорский — не более 2 трлн м3. В остальных его значительно меньше. Всего учтено 28 угольных объектов (бассейнов, площадей, районов, отдельных месторождений) (рис. 2).
Основной дефект ресурсов угольных газов заключается в том, что это большей частью сорбированный углем газ. Он переходит в свободное состояние главным образом диффузионно, т.е. самым медленным путем. Извлекаемость угольного газа не выше 20 %. Форсировать газоотдачу и добычу, воздействуя на уголь, сложно, особенно учитывая, что уголь — основной вид сырья, а газ — попутный.
Запасы угольного метана в России оценивались лишь фрагментарно на отдельных площадях и только на Талдинской площади (Кузнецкий бассейн) были разведаны, переведены ОАО "Газпром" в промышленные категории и учтены в Госбалансе запасов в объеме 74,4 млрд м3 [3].
Опыт промышленного освоении в России. Исследования угольного метана активизировались в России лишь в начале 2000-х гг. Интерес к этому вопросу вырос, в том числе и принудительно, после череды ава-
рий на шахтах Кузнецкого угольного бассейна — Юбилейная, Ульяновская, Распадская и др. За 1991-2010 гг. на угольных шахтах РФ произошло более 200 взрывов, число пострадавших превышает 1700 человек (Моза-ник Е.В., 2010). При этом ремонтные работы весьма капиталоемкие, в частности на восстановление шахты Рас-падская потребуется не менее 10 млрд р. (В.В.Путин на встрече с шахтерами в Новокузнецке, 24 июня 2010 г.). Для повышения уровня безопасности в угольной промышленности, а также обеспечения воспроизводства минерально-сырьевой базы УВ-сырья за счет вовлечения в отработку новых его источников вопросы изучения и освоения угольного газа были включены как приоритетные в ряд правительственных директивных и отраслевых документов (№ 1715-рот 13.11.2009 г. и др.).
В последнее 10-летие ОАО "Газпром" впервые в России организовал экспериментальную добычу метана из угольных пластов на Талдинском угольном месторождении. К 2020 г. планируется стабильный уровень добычи метана в объеме 4 млрд м3 /год, что позволит полностью обеспечить потребности Кемеровской области [3]. В долгосрочной перспективе добыча будет увеличена до 18-21 млрд м3/год для удовлетворения потребностей в газе и других регионов юга Западной Си-
Рис. 3. РАЗРАБАТЫВАЕМЫЕ ГАЗОСЛАНЦЕВЫЕ ПОЛЯ СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ
1 -Энтрим, 2-Барнет, 3-Файеттвил-Вудфорд, 4-Хэйнесвил, 5-Марцеллус Лоуэр Хьюрон, 6 - Хорн Ривер, 7 - залежи Монтни
бири. Пока это единственный опыт промышленной добычи метана из угленосных отложений в России.
Сланцевый газ (shale gas в транскрипции США). Успехи в освоении сланцевого газа, достигнутые в США, связаны с более простой и однотипной моделью формирования скоплений газа в сланцах и возможностью эффективного применения гидроразрывов пласта (ГРП). Благодаря сланцевой текстуре пород, при ГРП они расчленяются на пластинки и плитки. Расположенные параллельно, они облегчают гидроразрыв, обеспечивают его протяженность и сохранность коллекторской емкости после ее заполнения песком или его искусственным имитатором — пластмассовыми шариками, именуемыми "пропантом". По данным Международного энергетического агентства (МЭА, 2009) мировые ресурсы сланцевого газа оцениваются в 456 трлн м3, что близко к мировым извлекаемым ресурсам традиционного газа, которые составили в 2011 г. 405 трлн м3. Однако коэффициент его извлечения не превышает 20 %.
Освоение на Североамериканском континенте. Современный этап начала промышленной добычи сланцевого газа началось в 2002 г., когда компания "Шлюмберже" на сланцевом поле формации Барнетт (США) пробурила первую горизонтальную скважину на природный сланцевый газ с использованием технологии ГРП. Добыча газа из сланцев в США быстро разви-
валась: если в 2007 г. было всего 3 крупных центра и объем производства составлял около 20 млрд. м3, то к 2009 г. центров стало 7 (рис. 3), а его добыча в 2010 г. составила 138 млрд м3, или 23 % общей добычи природного газа в стране [14, 16]. Себестоимость сланцевого газа зависит от горно-геологических условий конкретного газосланцевого поля и оценивается разными экспертами примерно одинаково — от 150 до 300 дол/тыс. м3, что в 5-10 раз дороже, чем себестоимость добычи традиционного газа. Местное использование сланцевого газа исключает затраты на транспортировку и позволяет снизить его цену, что, наряду с налоговыми льготами, обеспечивает рентабельность добычи. Но рекламируемые ныне поставки сланцевого газа из США в Европу, т.е. морским путем в сжиженном состоянии, сразу резко повысят его цену. На сегодняшний день добыча сланцевого газа осуществляется в США (7 центров) и Канаде (2 центра).
Освоение в мире. Технологиями освоения сланцевых месторождений и добычи УВ активно интересуются Китай (в 2011 г. начато бурение поисково-оценочных скважин), Индия и страны Европейского континента. Однако в Европе практические шаги по реализации добычи УВ из сланцев вызывают негативную реакцию партии "зеленых", имеющих сильные позиции в наиболее развитых странах. Это обусловлено выводом значительных площадей над месторождениями из активного землепользования, что для перенаселенной Европы достаточно важно. Кроме того, добыча сланцевого газа отрицательно сказывается на экологии окружающей среды, прежде всего ухудшается качество питьевой воды. Сенат Франции 30 июня 2011 г. проголосовал за запрет применения метода ГРП, используемого при его добыче. Не спешит с практическими шагами по поискам сланцевого газа и Германия. Экономически менее развитые страны Западной Европы с дефицитом энергосырья проявляют интерес к возможности разработки нетрадиционных ресурсов УВ на своей территории. В частности, в Испании в 2011 г. был проведен анализ данных бурения и испытания скважин, который позволил выделить мощный (свыше 2000 м) перспективный комплекс пород мелового возраста, протягивающийся вдоль южного склона Пиренеев. Планируется бурение поисково-оценочных скважин на оконтуривание газосланцевых полей.
Рис. 4. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ РФ ОСНОВНЫХ ФОРМАЦИЙ (СВИТ) СПОСОБНЫХ СОДЕРЖАТЬ СЛАНЦЕВЫЕ ГАЗЫ [8]
Насыщение: 1 - газовое, 2 - нефтяное; границы: 3 - федеральных округов, 4 - НГП
Повышенный интерес к нетрадиционным источникам газового сырья испытывают и страны Восточной Европы. Согласно оценке Управления энергетической информации США (EIA), запасы сланцевого газа в Восточной Европе оцениваются в 7,1 трлн м3, основная часть которых принадлежит Польше. В начале 2011 г. в этой стране был получен "первый факел" сланцевого газа на сланцевом поле Любочино на севере страны (Гданьская впадина) [14].
В России наиболее крупные по площади распространения толщи (формации), способные содержать газосланцевые поля, известны давно. Это баженовская (Западная Сибирь), куонамская (Восточная Сибирь), доманиковая (Волго-Уральская и Тимано-Печорская НГП), а так же кумская и хадумская свиты (Северный Кавказ) (рис. 4). По оценкам ВНИГРИ, Россия обладает значительными прогнозными ресурсами сланцевых УВ: нефти — 11,3 млрд т, газа — 9,5 трлн м3 [8].
Выделение и оконтуривание газосланцевых полей. Скопления нефти и газа в сланцевых формациях образуются преимущественно по следующей модели: в результате проявления интенсивных процессов генерации газа в самих глинистых, глинисто-кремнистых или глинисто-карбонатных материнских породах (in situ),
обогащенных ОВ (> 5-10 %), происходит термодеструкция последнего, которая сопровождается значительным ростом объема флюида, повышением давления и обусловливает формирование зон микрофлюидораз-рывов материнских пород [12]; такие зоны (очаги генерации) являются наиболее емким коллектором, формирующимся в генерирующей УВ толще. Стравливание давления на проницаемых участках приводит к схлопы-ванию микрофлюидоразрывов и продолжению генерации УВ без их удаления из материнских пород до нового пика нарастания давления. В результате в породе развиваются "плавающие зоны АВПД", а в целом материнская свита (формация) характеризуется мозаичным распространением наиболее обогащенных газом участков, соответствующих очагам генерации.
Опыт работы американских геологов, а так же отечественные исследования по изучению возможностей генерации и сохранности УВ материнскими свитами (формациями) показывают, что выделение продуктивных сланцевых полей связывается с несколькими определяющими условиями, без которых невозможен прогноз контура перспективной по содержанию сланцевого газа части формации: 1 — высокое содержание ОВ (Сорг, как правило, выше 2 %); 2 — катагенетическая
зрелость ОВ (МКз_4); 3 — заметное содержание в глинистой формации пород, способствующих формированию трещинных коллекторов (примесь кварцевых алевролитов, кремнистого вещества, карбонатов); 4 — первичная пористость материнской формации (не менее 5 %), для того чтобы сланец содержал необходимые для разработки объемы газа; 5 — наличие перекрывающих и подстилающих толщ — покрышек, обеспечивающих удержание УВ-флюидов в нефтегазоматеринской формации [7].
Газосланцевые поля оконтуривают по комплексу стандартных методов поиска УВ, включающих: сейсмические работы (МОВ ОГТ), поисково-оценочное бурение и аналитические исследования керна. Исследование подразделяется на три этапа.
1. Изучение газосланцевой формации, при этом картируется мощность отложений, литология, содержание и катагенез ОВ, коллекторские свойства, структура кровли отложений, выделяются перспективные участки, отвечающие предполагаемым очагам генерации газа. Результирующей является карта перспектив генерации газа.
2. Изучение верхнего и нижнего флюидоупоров, при этом предполагается картирование мощности отложений, литологии, дизъюнктивной тектоники. Результирующими служат карты надежности верхней и нижней покрышек.
3. Сопоставление результирующих карт первого и второго этапов исследований позволит построить карту перспектив газоносности исследуемой формации, которая проверяется поисково-оценочным бурением и аналитическими работами.
Газ плотных песчаников (tight sand gas в транскрипции США). Под "плотными песчаниками" понимаются породы, коллекторские свойства которых ниже принятых при поисках традиционных скоплений УВ, с матричной пористостью < 10 % и проницаемостью <0,1 мкм2. Начиная с этих параметров, при разработке скоплений УВ добычные компании в США получают право на льготные условия налогообложения. Поэтому скопления tight gas фиксируются, состоят на учете и отслеживаются в процессе разработки. В последнее время в США стали разрабатываться плотные породы с проницаемостью газа до 0,01 и даже 0,001 мкм2, которые ранее считались нерентабельными. Малая проницаемость связана, прежде всего, с высоким уплотнением песчаных отложений или заполнением пор, трещин карбонатным и силикатным цементом. Обычно такие отложения приурочены к наиболее погруженным частям НГБ.
Если на начальных этапах освоения газ добывался из плотных мелкозернистых песчаников (собственно отсюда произошло их название — tight sand gas), то в ходе последующего освоения в разработку были вклю-
чены и карбонатные отложения, т.е. плотные, газонасыщенные породы с низкой проницаемостью.
Освоение в мире. Низкопроницаемые коллекторы, связанные с плотными песчаниками и карбонатами, начали осваиваться в США в 1970-1980-е гг. в залежах центрально-бассейнового типа Скалистых гор (Грин-Ривер, Сан-Хуан, Денвер и др.). На сегодняшний день на территории страны разрабатывается 36 месторождений tight gas в 14 бассейнах (рис. 5). Низкопо-ровые коллекторы в мире разрабатываются также в Канаде, Австралии, Мексике, Венесуэле, Аргентине, Индонезии, Китае, странах Северной Африки и др. Причем в Китае из этих коллекторов получают не только газ, но также и нефть на Дацинском месторождении, где разрабатываются коллекторы с проницаемостью до 0,02 мкм2 [2].
Перспективы освоения в России. УВ в низкопроницаемых коллекторах в России встречаются практически во всех НГБ. К примеру, в Западно-Сибирском бассейне в отложениях регионального нефтегазоносного нижне-среднеюрского комплекса на севере региона продуктивная толща представлена переслаиванием обогащенных ОВ преимущественно тонких глинистых и песчаных пластов. Вследствие значительного погружения породы уплотнены и по коллекторским свойствам относятся к категории низкопроницаемых. Вместе с тем на многих площадях п-ова Ямал из уплотненных песчаников и алевролитов получают непромышленные притоки газа и фиксируют многочисленные признаки неф-тегазоносности.
Выше по разрезу в ачимовских песчаниках неокома коллекторские свойства крайне невыдержаны. В зонах каналов стока песчаный материал относительно промывается. Здесь могут быть традиционные скопления УВ, но за пределами этих зон распространены плотные песчаные отложения с низкими коллекторски-ми свойствами. Учитывая, что эти песчаники залегают непосредственно над генерирующей УВ баженовской свитой, их можно отнести к категории плотных песчаников (tight sand gas), способных содержать скопления газа, согласно модели формирования залежей, когда АВПД, обусловленные генерацией УВ-флюидов в неф-тематеринской свите, стравливаются в коллекторы сопредельных толщ, даже невысокого качества.
В верхнемел-палеогеновых отложениях, залегающих на 100-150 м выше регионально газоносного сено-манского комплекса, представляют интерес прослои опок и опоковидных глин березовской и ганькинской свит, характеризующиеся высокой, но закрытой пористостью (до 40 %) и низкой матричной проницаемостью, а по данным бурения и высокой газонасыщенностью.
В качестве количественного примера распространения газовых залежей рассмотрим данные Госбаланса РФ за 2011 г. по основному верхнепротерозой-нижнекемб-
Рис. 5. ОСНОВНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗА ПЛОТНЫХ ПОРОД (tight gas) в США [4]
1 - месторождения газа в плотных породах; 2 - бассейны; расположение месторождений: 3 - находящиеся друг над другом, 4 -наиболее близкие к поверхности (самые молодые), 5 - наиболее глубокие (старые); 6 - области между бассейнами
рийскому нефтегазоносному комплексу Восточной Сибири. Из 60 выявленных месторождений УВ в 44 содержатся залежи свободного газа, из них 12 характеризуются параметрами резервуаров, относимых в США к плотным плохопроницаемым породам с низкой газоотдачей. Следовательно, даже на ранней стадии геологической изученности территории свыше четверти выявленных месторождений газа содержат залежи типа tight gas, которые для разработки требуют более основательного исследования их строения.
Подготовка к освоению низкопроницаемых продуктивных на газ отложений сводится к выявлению участков повышенной газоотдачи, соответствующих в первую очередь трещиноватым зонам. Наиболее значимым фактором их повышенной газоносности служат разуплотнения в результате контрастных пликативных или дизъюнктивных движений. Поставленная задача решается сейсмическими методами, высокоточной гравиметрией. Газосодержащая зона вскрывается по уплотненной сетке направленными горизонтальными буровыми скважинами. Чтобы получить наибольший дебит газа, производят вскрытие пласта буровым раство-
ром на нефтяной основе или с помощью газа или воздуха. Также применяют ГРП в сочетании с соляно-кис-лотной обработкой. Наибольший интерес представляет создание магистральных трещин в пласте бурением многозабойных скважин. Предотвращение потерь газа в низкопроницаемых пластах и стабилизация дебитов достигаются выбором оптимальных темпов истощения пласта и схемами ввода скважин в эксплуатацию.
Нельзя не упомянуть и о необходимости соответствующей нормативно-правовой основы.
Газогидраты — это нестехиометрические соединения клеточного типа природных газов с водой (клатра-ты, лат. с!а№а1ив — помещенный в клетку), образующие твердую фазу в определенных термобарических условиях. Внешне они схожи с рыхлым льдом или снегом. В стабильном состоянии они не способны перемещаться в недрах.
Многие годы газогидраты вызывали активный интерес и острые дискуссии по вопросу их значимости в качестве промышленного источника газового сырья. На начальных этапах исследований предполагались огромные резервы субмаринных газовых гидратов в донных
АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ИСТОЧНИКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Рис. 6. РАВНОВЕСНЫЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ДЛЯ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ГАЗОВ [10]
отложениях шельфа и океанов. Повсеместно выполненные в мире многочисленные исследования газогидратов подтвердили их широкое распространение, но оптимизм возможностей их рассматривать как промышленный источник нетрадиционного газового сырья оказался преждевременным. Главные причины — их нестабильность, рассеянность и уникальность крупных скоплений моногидратов метана.
Хотя представления об огромных ресурсах газогидратов подтвердились, возможности их освоения остаются пока дискуссионными, их активные исследования продолжаются во многих странах мира (Япония, Индия, США, Канада и др.) не только как возможного нетрадиционного источника газа, но и геологического феномена, учет которого практически важен: в донных отложениях акваторий как поискового признака на глубинные продуктивные структуры; в инженерной геологии — для оценки устойчивости морских нефтедобывающих платформ и возможности оползневых явлений на склонах дна; в навигации подводного мореплавания (учет природы ложных донных акустических отражений — ВБР — на сейсмопрофилях); возможного фактора влия-
ния на климат при планетарном повышении температуры и изменении океанических течений вследствие распада гидратов, рассеянных в донных отложениях; и, наконец, совершенствования методов предотвращения техногенного газогидратообразования в промысловой инфраструктуре при нефтегазодобыче и транспортировке газа.
Гидраты были открыты Г.Дэви (1810-1811 гг., гидрат хлора), и, несмотря на минувшее 200-летие со времени обнаружения, состояние их изученности остается недостаточным.
Газогидраты формируются путем включения молекул газа (легколетучих жидкостей) в полости каркаса (кристаллической решетки), построенного молекулами воды в определенных для каждого компонента газа термодинамических условиях (рис. 6). При их нарушении молекулы "гостей", т.е. газа, удерживаемого в ажурном водном каркасе слабыми силами ван-дер-ва-альса, покидают его и гидрат разлагается на газ и пресную воду со значительным поглощением тепла. Энергозатраты на разложение газогидратов составляют 450 кДж/ кг (для сравнения — льда — 333 кДж/ кг).
Габариты объемов полостей в решетке водного каркаса ограничивают и диаметры молекул "гостей". Это могут быть газы, диаметр молекул которых находится в интервале 0,38-0,92 нм. Среди них: С1 — /-С4; N2, Н2Б, Б02, СО2, О2, Аг и Хе. Не переходят в гидратное состояние Н2, Не, Ne, п-С4 и С5+высш.
Удельное газосодержание метана при полном заполнении полостей газогидратов кубической структуры при разложении составляет 164,6 м3/м3 вплоть до 180 м3/м3 (при н.у.).
Основные открытия газогидратов в кернах были получены в субаквальной среде под слоем донных осадков в большинстве морей на глубине не менее 30-50 см от дна в виде тонких белых прослоев, акцессорных включений, сгустков агрегатов, сцементированных гидратами донных отложений и пр.
Термодинамическая стабильность газогидратов — это основное условие для среды их образования и сохранения и соответственно важный критерий для выявления зон возможного газогидратообразова-ния (ЗВГО).
В гидратное состояние легко переходит метан, что следует учитывать при прокладке газопровода (см. рис. 6). Для превращения азота в газогидраты необходимы либо более низкие температуры, либо высокие давления, что характерно только для криолитозон, поскольку с увеличением давления (глубины) температура в недрах вне зон развития мощных толщ вечной мерзлоты обычно растет, исключая возможность газогидрато-образования.
В результате, расхождение в значениях физических параметров, необходимых для образования газо-
гидратов из отдельных компонентов газов, приводит к фракционированию состава многокомпонентных природных газов как в гидратах, так и в остаточном свободном газе в ЗВГО. Поэтому чем разнообразнее состав природных газов, тем сложнее определять реальные интервалы границ ЗВГО. К тому же поскольку водный каркас решетки клатрата строится из молекул воды без сопутствующих минеральных компонентов, то при интенсивном газогидратообразовании изменяется не только состав газа, но также и минерализация остаточных пластовых вод. Если в зонах затрудненного водообмена в продуктивном пласте в ЗВГО появляются участки повышенной минерализации подземных вод, но с идентичным химическим составом, или скопления свободных газов с повышенным содержанием гелия, который не переходит в гидраты, то можно предположить, что на данном участке происходило газогидрато-образование.
Высокая минерализация пластовых вод не только тормозит, но иногда и исключает возможность реализации процессов газогидратообразования. Особенно это наблюдается в Восточной Сибири, где минерализация пластовых вод хлоркальциевого состава достигает в отдельных регионах 300-400 г/л при высоком содержании СаС12. Известно, что при концентрации 25-35 % СаС12 он (вес) является активным ингибитором техногенного газогидратообразования и широко используется в нефтегазопромысловой практике для его предотвращения. Высокая антигидратная активность хлоркальци-евых рассолов Восточной Сибири затрудняет и даже местами исключает возможность гидратообразования. Отметим также, что естественная минерализация пластовых вод, превышающая 100 г/л, понижает равновесную температуру гидратообразования на 5-12 оС. На промыслах Западной Сибири, где минерализация пластовых вод сравнительно невысока (~ 15-30 г/л), процессы техногенного и других типов газогидратообразо-вания весьма активны.
Следует остановиться и еще на одном факторе влияния на процессы газогидратообразования в недрах — литолого-фациальном составе газопродуктивных пород. Активность процессов газогидратообразования в недрах изменяется в любую сторону и даже прекращается в зависимости от степени проницаемости отложений. Наиболее благоприятные условия для образования и накопления газогидратов имеются в чистых тонкозернистых песках. С увеличением примесей глинистых частиц отклонения в термодинамических параметрах газогидратообразования возрастают.
В глинах чем ниже влажность (<10 %), тем меньше вероятность газогидратообразования, поскольку связанная пленочная вода, а также капиллярная и осмотическая в этих процессах практически не участвуют. Но в тех же глинах с высокой влажностью (> 80 %) гидратообразование происходит и при более мягких термодинамических условиях сравнительно с равновесными [10].
Таким образом, важно подчеркнуть, что интервалы границ ЗВГО в естественных условиях недр подвижны и для их прогноза необходимо оценивать не только термодинамические параметры среды, но и составы, объемы воды и газа и их подвижность в недрах, т.е. проницаемость, обеспечивающую непрерывность в обновлении контактов газ — вода для полноценной реализации процесса газогидратообразования.
Приведем любопытный пример визуального наблюдения за образованием газогидратов в условиях подвижных контактов газ — вода по материалам зарубежной прессы о катастрофе на платформе ОН в Мексиканском заливе (20.03.2010). "После аварийного
*
взрыва на устье скважины газ под высоким давлением (> 862 Па) достиг платформы. Гейзер высотой до 70 м фонтанировал на верхушке буровой вышки. Из него сыпались, похожие на снег, хлопья, дымящиеся от испарения метана". Естественно, что в ходе катастрофы никто не изучал этот процесс "снегопада", поскольку от взрыва на скважине и до пожара на платформе прошло всего 2 мин, но, очевидно, что "снег" — это гидраты метана с тяжелыми гомологами, образовавшимися при турбулентном фонтанировании газа и воды в условиях резко снизившейся температуры из-за внезапного адиабатического расширения газа с поглощением тепла. Впоследствии мощное гидратообразование на дне у устья скважины затрудняло ликвидацию аварии.
Примерно те же процессы, только уже в природных, а не техногенных условиях, наблюдаются и при выбросах подводных грязевых вулканов, формирующих на поверхности дна вокруг жерла вулкана разномасштабные поля метаногидратов.
Методы обнаружения газогидратов. Достоверную информацию о наличии газогидратов в недрах обеспечивают только прямые методы, т.е. их визуальное наблюдение в керне скважин или донных пробоотборников (гравитационных трубок), поднятых из ЗВГО. Остальные, используемые при поисках газогидратов, методы носят косвенный характер. Абсолютное большинство проявлений, зафиксированных в качестве газогидратов в субаквальных условиях, имеет именно
* Глубина воды ~ 1,5 км, скважины от дна до забоя — 3,5 км.
косвенный характер, основанный главным образом на геофизических данных (сейсмических — ложные донные отражения ВБР и др.). И лишь в объектах со сравнительно высокой гидратонасыщенностью осадочных отложений (> 20-30 %) их косвенные геофизические признаки приобретают убедительный характер. Геофизически уверенно диагностируются только моногидраты с незначительной примесью терригенного материала при условии отсутствия льда, с которым газогидраты во многом идентичны по физическим свойствам. Используются и геохимические методы их выявления. Они основаны, прежде всего, на различиях химического состава природных газов и их гидратообразующих свойств, а также степени минерализации пластовых вод в зоне ЗВГО. Особенно информативен 513С метана для обоснования источника газа — катагенный (~ -35 %% или биогенный (> -75 %). Еще раз отметим, что косвенных признаков наличия газогидратов в недрах много, но прямые связаны только с их подтверждением в керне.
Газогидраты в многолетнемерзлых породах (ММП). Необходимость их исследования связана с многочисленными случаями аварий (взрывы, пожары, выбросы бурового раствора и др.) при бурении много-летнемерзлых пород, широко распространенных в арктических широтах планеты, а также и в значительно более южных районах, например в Восточной Сибири (Лено-Тунгусская НГП), где мощность ММП местами достигает 1,5-2,0 км. Сцементированные льдом породы практически непроницаемы, для формирования газовых скоплений коллекторы отсутствуют, но никаких иных причин для объяснений аварий, кроме как взрывами газа, нет. Отметим также, что нередко такие аварийные газопроявления отмечались и выше зоны верхней границы криолитозоны вплоть до поверхности при условии сохранения отрицательных температур, т.е. вне зон таликов и пр.
Выполненные В.С.Якушевым [15] исследования показали способность газогидратов к самоконсервации. Суть эффекта состоит в том, что при снижении давления в ММП ниже равновесного для ЗВГО ранее сформировавшиеся скопления газогидратов распадаются, но в условиях отрицательной температуры выделившаяся на их поверхности пресная вода замерзает, покрывая газогидраты ледяной оболочкой, защищающей их от дальнейшего разложения. Судьба таких "законсервированных", неустойчивых, реликтовых газогидратов зависит от термобарической стабильности недр в геологическом времени и структуры самих гидратов.
Катастрофические газопроявления при бурении в ММП, вероятно, все же надо связывать с наличием первичных карманов со свободным, но "реликтовым" газом, не перешедшим полностью в гидрат из-за дефицита свободной воды в мерзлых породах, поскольку разложение гидратов при вскрытии их скважиной — замед-
ленный энергоемкий эндотермический, а не экзотермический взрывоподобный процесс.
Распространение газогидратов и основные зоны их концентрации. Рассматривая в целом газопродуктивность и условия стабильности ЗВГО в недрах, можно выделить два основных планетарных блока газогидратообразования — континентальный и суб-аквальный.
Континентальный блок включает газопродуктивный осадочный чехол в пределах арктической суши вместе с прибрежным мелководьем (до 100-200 м), а также территории с мощной криолитозоной (> 300 м).
Газогидраты образуются и накапливаются в залежах газовых месторождений, находящихся полностью или частично в ЗВГО, а также под подошвой ММП в мелких скоплениях газов. В залежах с промышленными запасами свободных газов, находящихся в ЗВГО, газогидраты накапливаются в основном на водногазо-вых контактах, формируя как бы снежные ореолы, выделяемые геофизическими методами. Образуются они также и во внутренних, обводненных частях залежей — линзах, пропластках и пр., причем не только газовых, но и нефтяных при их высоком газонасыщении. Свободный газ залежей в основном своем объеме в твердое гидратное состояние в ЗВГО не переходит, что связано не только с дефицитом свободной воды в порах коллектора, занятых газом, но также и их неподвижностью. Имеющаяся связанная (пленочная) вода в процессах гидратообразования участия не принимает. Достоверно тонкие прослои газогидратов и сцементированные ими отложения были выявлены во многих образцах керна при бурении скважин в газовых месторождениях арктического склона СевероАмериканского континента на Аляске и в Канаде — Прадхо-Бей, Купа-Рук, Маллик и др.
Состояние изученности распространенности газогидратов в России в газопродуктивных недрах суши низкое, причем не столько из-за отсутствия интереса к ним, сколько в связи с тем, что кровли абсолютного большинства выявленных газовых залежей даже в полярных районах страны находятся глубже расчетных подошв ЗВГО.
В качестве газового месторождения с газогидратами по косвенным признакам (термодинамическим и геохимическим) в России ранее рассматривалось Мес-сояхское в Западной Сибири. Высказывались даже предположения о долевом участии газогидратов в газоснабжении Норильска — 2 из 9 млрд м3 газа было подано потребителю за счет разложения газогидратов после снижения давления в залежи. Позже исследования, выполненные ВНИИокеангеологией для выявления признаков газогидратов на этом же месторождении, не подтвердили их наличия, но и не исключили возможности их присутствия на более раннем этапе по гелиевой
аномалии в линзе остаточного газа, но не в таких масштабах, которые отмечались [4].
К территориям возможного накопления газогидратов на континенте в России относят также и газопродуктивные отложения, находящиеся под мощной толщей многолетнемерзлых пород, распространяющихся в азиатской части РФ далеко на юг. Вечная мерзлота покрывает примерно 60 % территории России и значительную часть территории Сибирской платформы.
Вслед за подошвой вечномерзлых пород с близкими к нулю и даже минусовыми температурами опускается и подошва ЗВГО, но только в пределах зон с маломинерализованными пластовыми водами.
Составленная ВНИГРИ в 1989 г. схематическая карта распространения ЗВГО на территории России [5] включала северо-восток Тимано-Печорской провинции, север Западной Сибири и территорию древней Сибирской платформы, исключая зоны распространения высокоминерализованных хлоркальциевых вод.
Субаквальный блок включает акватории континентальных шельфов вместе с массивами обрушений донных осадков на материковых склонах и субмаринных оползней, а также внутренние моря и глубоководные озера. В этих объектах почти повсеместно имеются благоприятные термобарические условия для стабильности газогидратов (исключая мелководье без криоли-тозон), а также постоянно возобновляемые, значительные объемы гидратообразующих газов — СН4 с гомологами и ^Б и слабоминерализованная вода (< 35 %).
По источникам газов, условиям образования и накопления субаквальные газогидраты четко подразделяются на газогидраты в придонных осадках и газовых залежах более глубоких недр — аналогов континентальным на суше.
Лидерами в планетарном масштабе по распространению и накоплению метаногидратов и разнообразию их форм являются донные отложения шельфов и их склонов. Источником газа для них служит в основном биогенный метан, реже катагенный, мигрирующий с глубин по тектоническим дислокациям и с грязевыми вулканами, но именно глубинный газ формирует в донных отложениях и на их поверхности наиболее крупные скопления моногидратов метана, почти лишенных тер-ригенных примесей.
Огромные площади глубоководной (> 5 км) гипа-биссальной платформы ложа Мирового океана с мощностью осадков меньше 500 м из области ЗВГО исключаются. Они обеднены ОВ и практически не газоносны. Исключаются также из зон возможного распространения газогидратов срединно-океанические хребты Мирового океана с высоким геотермическим градиентом и практическим отсутствием осадочного чехла и газа.
Изученность газогидратности Мирового океана низкая и преимущественно фрагментарная, главным
образом по активным окраинам континентов (рис. 7). Сравнительно детально исследованы только арктические склоны Северной Америки — Аляска, конуса выноса отложений дельты р.Маккензи в море Бофорта, Арктического Архипелага Канады и хребта Блейк (Атлантика, юго-восток США) [1, 6, 13].
Особые успехи в выявлении газогидратов были достигнуты в конце XX в. в морях Юго-Восточной Азии, прежде всего в прогибе Нанкай (Япония), где в интервале глубин 207-265 м ниже дна вскрыто скважиной три песчаных прослоя со средней пористостью 36 % и суммарной мощностью примерно 16 м, поровое пространство которых на 80 % заполнено легкими по изотопному составу биогенными газогидратами. Вслед за Японией об открытиях газогидратов на дне морей, в основном по данным сейсморазведки, сообщили Южная Корея, Китай и Индия. Такие же открытия можно ожидать в будущем на всей огромной субаквальной территории Японского и Южно-Китайского морей, особенно в зоне Малайского архипелага (Индонезийская складчатая область), расположенного на мобильной Яванской лито-сферной плите с крайне высокой современной сейсмичностью, стимулирующей генерацию и миграцию глубинного газа. Одновременно здесь же, в пределах шельфа и на островах, открыто свыше 350 месторождений УВ. Поэтому сомнений в широком развитии здесь интенсивных процессов гидратообразования в придонных отложениях шельфа как за счет катагенно-го, так и биогенного метана не должно быть. Возможно, что регион активной окраины Юго-Восточной Азии и Океании окажется уникальным в планетарном масштабе по объемам накопления газогидратов и, прежде всего, моногидратов метана. Но пока его изучение лишь только началось.
В России субаквальное газогидратообразование широко распространено в пределах всех морей Северного Ледовитого океана, Берингова и Охотского, а также южных — Черного и Каспийского. Всюду, где проводилось обследование прибрежных территорий в ЗВГО, они были выявлены. Масштабы скоплений газогидратов незначительные, в основном рассеянные акцессорные включения, сцементированные газогидратами терри-генные отложения или тонкие пропластки в донных осадках. Изученность в целом низкая. Сравнительно крупные подводные скопления газогидратов формируются в ореолах действующих выбросов грязевых вулканов, а также в местах разгрузки глубинных газонасыщенных флюидов по зонам дислокаций. Наибольший интерес в области распространения субаквальных газогидратов в России представляет Тихоокеанское побережье Восточной Азии как сейсмически активный район с благоприятными условиями генерации и миграции газа. Но за время всех исследований, проведенных в 1991-2006 гг., в этом регионе самый мощный слой газо-
Рис. 7. РАСПОЛОЖЕНИЕ УЧАСТКОВ НАБЛЮДЕНИЯ ГАЗОГИДРАТОВ И ИХ ПРИЗНАКОВ В НЕДРАХ СУШИ (оз. Байкал), ШЕЛЬФА И КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ СКЛОНОВ МИРОВОГО ОКЕАНА (Г.Д.Гинсбург, В.А.Соловьев, 1994 с дополнениями)
Участки наблюдений: 1 - до 1994 г., 2 - 1995-2010 гг.
гидратов, поднятый гравитационной трубкой, составил всего 35 см.
Уникальным в мировом масштабе можно назвать визуальное наблюдение из глубоководных обитаемых аппаратов "Мир-1, 2" крупнейшего скопления моногидрата на дне пресноводного оз. Байкал, проведенного в 2009 г. в районе грязевого вулкана "С.-Петербург". На глубине 1400 м над поверхностью дна озера поднимался факел грязевого вулкана высотой 900 м, а на дне были обнаружены холмы из массивных газогидратов, уходящих корнями в толщу осадочных отложений [11].
Байкальские газогидраты — в высшей степени интересный объект для исследований, но, безусловно, не в качестве источника газового сырья.
Оценивая в целом изученность газогидратности на суше России и ее акваторий, надо отметить, что она еще на слишком низком уровне, но очевидность широкого распространения газогидратов, особенно в субак-вальной обстановке северного арктического и тихоокеанского побережий, сомнений не вызывает.
Гдологические ресурсы метаногидратов. Планетарное, преимущественно субаквальное распространение газогидратов, их низкая в основном фрагментарная изученность, крайняя разномасштабность выявленных и прогнозируемых преимущественно по косвенным признакам объектов их накопления предопределили широкий интервал оценок их ресурсов в мире — 1015-1018 м3 [13]. Практически все они (96-98 %) приходятся на долю осадочных отложений Мирового океана. По отдельным регионам мира есть и более детальная информация. Так, в акватории б. СССР (в основном РФ) содержится около 3-1016 м3 гидратного газа (А.А.Трофимук, Н.В.Черский и др.).
В Канаде при сравнительно детальной изученности, подтвержденной керном и скважинным каротажем, суммарные ресурсы метана в газогидрате на континентальном шельфе и районах вечной мерзлоты составляют (0,44-8,00)-1014 м3 [1, 6]. В Японии, в прогибе Нанкай, общие ресурсы метана в газогидратах в интервале глубин моря 945 м оцениваются в 6-1013 м3, а в 30 км се-
Рис. 8. РАСТВОРИМОСТЬ МЕТАНА В ПЛАСТОВОЙ ВОДЕ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЕЕ МИНЕРАЛИЗАЦИИ И ГЛУБИНЫ ПРИ ГЕОТЕРМИЧЕСКОМ ГРАДИЕНТЕ 3,5 "С/100 м [5]
вернее Дзьоцу при глубине Японского моря 0,8-1,0 км вблизи дна — еще 7-1012 м3 [6]. Традиционных запасов газа в Японии практически нет.
В Индии суммарный объем газа в газогидратах в целом оценивается в 1,9-1015 м3, из них около 5,5-1013м3 установлено в Бенгальском заливе у его восточного побережья. Все опубликованные сведения об объемах метана в газогидратных скоплениях мира на разных его территориях, меняющиеся в интервале 2-3 порядков, приведены авторами статьи как для иллюстрации возможности огромных объемов метана, законсервированного в твердом гидратном состоянии, в основном в субаквальной среде, так и для иллюстрации их низкой изученности в целом.
Добыча газогидратов обсуждается уже многие годы и предлагаются разные теоретические модели. Особых успехов пока нет, поскольку нет и конкретных представлений о типах их скоплений, которые по условиям залегания и масштабам запасов можно было бы рассматривать как промышленно значимые месторождения полезного ископаемого.
В основе добычи газогидратов может лежать их диссоциация в пластовых условиях, так как их нестабильность исключает возможность их извлечения на поверхность в твердом состоянии. Первые эксперименты по добыче газогидратного газа были предприняты совместными усилиями ряда стран (США, Канада, Япония и др.) на территории дельты р.Маккензи (Канада) и пока еще они не завершены [1, 6]. Нарушение стабильности условий существования газогидратов может быть получено путем повышения температуры, снижения давления, химическим или комплексным воздействием. Несмотря на их сложность, техническая реальность освоения газогидратов в дальней перспективе не исключена, о чем свидетельствуют теоретические модели и эксперименты [1].
Возможно, что главным препятствием для их добычи окажутся не столько технико-экономические факторы, сколько негативное экологическое воздействие на морские биоресурсы, ценность которых ныне и на будущее явно превышает возможную практическую значимость добычи газа в гидратном состоянии.
Водорастворенные газы. Практически в каждом НГБ в пластовых водах в растворенном состоянии присутствуют УВ, в основном метан. Его количество зависит прежде всего от тектонотипа бассейна и его газопродуктивности, а также от минерализации подземных вод, их температуры и давления (рис. 8). Изученность водорастворенных газов в мире сравнительно высокая, поскольку газонасыщенность рассматривалась как поисковый признак на УВ и сопровождала гидрогеологические исследования при их разведке и добыче, а в ряде остро энергодефицитных стран в прежние годы они даже разрабатывались.
Добыча водорастворенных газов. В Японии в 20-х гг. XX в. (бассейн Ниигата, газоносная площадь Мо-бара) было добыто около 300 млн м3 газа из пластовых вод с низким газовым фактором — 1-2 м3/ м3. Попутно из воды извлекался йод (120 мг/л), а все энергетические потребности этого предприятия покрывал добываемый газ. Комплексность обеспечивала рентабельность всего производственного процесса. Запасы газа в подземных водах оценивались в целом в Японии в 400 млрд м3. Добывались водорастворенные газы и в Непале с глубины 180-300 м из озерно-речных отложений с газовым фактором 1 м3/ м3.
В Италии (1939-1959) метан извлекался из подземных вод с глубины до 800 м из маломинерализованных вод с низким газовым фактором (1,5 м3/м3). Воды после дегазации сбрасывались в реки или моря, что вызывало основные нарекания. Ныне водорастворенные газы в местном газоснабжении этих стран, как и многих других, не участвуют. В пору всеобщей глобализации экономически предпочтительно импортировать трубный или сжиженный газ, не нанося экологического ущерба своим территориям.
Газонасыщенность метаном (газовый фактор) подземных вод меняется в крайне широких пределах. На малых глубинах (до 1 км) это в основном 0,5-1,5 м3/м3; на 2-4 км — 2-5 м3/м3. Но на более значительных глубинах, в зонах развития АВПД, не редко она составляет 20-40 м3/м3 (Азово-Кубанская впадина). Эксперимент по добыче водорастворенных газов на сверхбольших глубинах был проведен в Техасе в 70-х гг. прошлого столетия, на побережье Мексиканского залива, но по экономическим причинам признан неудачным. Использовались ранее пробуренные поисковые скважины. Де-биты скважин по газу достигали 14-16 тыс. м3/сут, но быстро исчерпывались за счет ограниченных размеров резервуаров в отложениях, разбитых на блоки тектони-
ческими нарушениями. Предусматривалась обратная закачка дегазированных вод в пласты из-за их высокой минерализации (60-100 г/л), сбрасывать которые в Мексиканский залив было невозможно.
Стоимость получаемого газа колебалась от 150 дол/тыс. м3 на малых глубинах до 1000 дол/тыс. м3 на больших, причем без стоимости бурения скважин, т.е. была слишком высокая. Возможные перспективы практической реализации водорастворенных газов связывают с их комплексным освоением — получением тепла и минеральных компонентов, т.е. не только газа. Поэтому их освоение технически и технологически реально, но с позиций экологии и экономики к ним, видимо, не скоро обратятся как к источнику промышленного газоснабжения, но как местный вариант газоснабжения они не исключаются. В частности, в РФ, в восточной части Азово-Кубанской впадины.
Ресурсы водорастворенных газов. С учетом глубинной зональности в распределении значений газовых факторов в подземной гидросфере неоднократно оценивались и геологические ресурсы водорастворен-ных газов. Их объем в НГБ мира составляет (по оценкам Л.М.Зорькина и В.Н.Корценштейна) 3,4- 1016 м3 без акваторий и территорий с маломощным чехлом. В России наибольшие их объемы (> 4 -1015 м3) сосредоточены в Западной Сибири, Прикаспийской впадине и Ура-ло-Поволжье (расчеты до глубин 4-7 км). Ресурсы во-дорастворенных газов на Западно-Сибирской плите составляют 7,2-1014 м3. Половина из них (51 %) сосредоточена в готерив-барреме и апт-альб-сеномане. Средняя газонасыщенность пластовых вод принята при весьма умеренных расчетах — 1,2 м3/ м3 (И.И.Нестеров). В Урало-Поволжье — в протерозое и нижнем палеозое они составляют 1,66-1012 м3 (Е.В.Стадник).
В США потенциальные ресурсы водорастворенных газов в зонах с высоким пластовым давлением (50-90 МПа) вдоль побережий Мексиканского залива, по оценкам М.С.Ке!уеу, составляют 6,8-1014 м3.
Ресурсы газа в подземной гидросфере в последующем могут уточняться, но принципиально они не изменятся, так как пластовые воды — это основная среда, где накапливаются и рассеиваются все УВ, генерируемые в осадочном чехле планеты, и они сравнительно хорошо изучены. Извлечение газа из воды (добыча) технологически особых проблем не вызывает, в основном — это спонтанное выделение газа. Главные сложности возникают со сбросом отработанных (дегазированных) вод. Поверхностный сброс в реки или моря гу-
бительны для водных биоресурсов, подземная закачка пластовых вод на умеренные глубины (до 1 км) нанесет ущерб водоснабжению, особенно питьевому, на большие глубины (2-4 км) значительно повысит себестоимость добываемого водорастворенного газа за счет технического и энергетического обеспечения обратной закачки воды.
Выводы
1. Текущий XXI в. уже давно прогнозируется как век исчерпания основной части традиционных ресурсов УВ в мире, вначале нефти, а потом и газа. Время выхода на заключительный этап их освоения неодинаково на разных континентах и странах. Значительная часть НГП мира с длительными сроками разработки уже исчерпали свои основные резервы (Урало-По-волжье, Мидконтинент, акватория Северного моря Западной Европы и др.). Многие страны, испытывающие нехватку ресурсов УВ, выход из сложившейся ситуации видят в освоении нетрадиционных источников, из которых такие, как высокогазонасыщенные низкопроницаемые породы, успешно осваиваются, особенно в США.
2. Мировые геологические ресурсы природных газов в нетрадиционных источниках огромны и составляют в сумме около 1016-1017 м3 (категория Д2)*. Практически почти все они (> 95 %) рассеяны в субаквальных скоплениях в виде газогидратов и растворены в пластовых водах глубоких НГБ (примерно в равных объемах). В основу оценки этих ресурсов, учитывая низкий уровень их изученности, положены выявленные геологические, генетические и термодинамические закономерности их распространения в недрах.
3. Сравнительно изученные и частично освоенные нетрадиционные ресурсы газа в плотных низкопроницаемых породах оцениваются в мире в объеме (5-6)-1014 м3 при превуалирующей роли среди них ресурсов сланцевого газа.
4. В России, в связи с высокой обеспеченностью традиционными запасами газов 4,46-1013 м3 (по ВР на 2012 г.), поддержанных их значительными ресурсами, целенаправленных и планомерных геолого-разведочных работ по поискам и разведке нетрадиционных источников газа не проводилось. Поэтому суммарная прогнозная оценка нетрадиционных ресурсов газа в России носит столь же ориентировочный характер, что и в мире в целом, составляя примерно 1015 м3, причем в
* По отечественной классификации ресурсы категории Д2 — это умозрительные, теоретически возможные объемы газа без учета технической возможности и экономической целесообразности их освоения (спекулятивные по номенклатуре США, Саудовской Аравии и других нефтегазодобывающих стран).
основном в газогидратах и водорастворенных газах. В низкопроницаемых плотных породах (сланцах и углях) они составляют (4-8)-1013 м3.
5. Подготовка к освоению газового сырья из нетрадиционных источников — это длительный и капиталоемкий процесс,* требующий специальной правовой основы. Мировая практика показывает, что эту проблему неизбежно приходится решать. Однако, учитывая современную высокую обеспеченность РФ запасами традиционных газов, в том числе и неосвоенных, а также ограниченные возможности инвестирования геолого-разведочных работ в условиях посткризисной экономики, настоятельной необходимости в ближнесрочной активизации работ по выявлению и освоению нетрадиционных источников газового сырья с выполнением необходимых для этого объемов геолого-разведочных работ нет. Но уже в ближайшее время (2013-2014) целесообразно разработать "Всероссийскую научно-техническую программу по изучению и выявлению резервов УВ-сырья в нетрадиционных и трудноизвлекаемых его источниках", поскольку заключая многие соглашения по экспорту газа, надо иметь четкое представление не только о своих текущих реальных возможностях, но и на перспективу. Одновременно с этим целесообразно уже в 2013-2014 гг. выполнить на новом информационном и методическом уровнях переоценку нетрадиционных ресурсов газа, прежде всего в плохопроницаемых газонасыщенных плотных породах, в первую очередь в сланцах, на обустроенных территориях с высоким газопотреблением, в пределах которых степень выработан-ности запасов традиционных газов уже достигла 70 %, добыча падает и практически нет фонда неопоискован-ных структур. Целевые назначения — выявление дополнительного резерва нетрадиционных ресурсов газа и обоснование первоочередных объектов для воспроизводства запасов газа, причем по умеренной себестоимости, за счет высокой степени геологической изученности, наличия развитой инфраструктуры, фонда законсервированных скважин и квалифицированных кадров в освоенных регионах, главным образом в европейской части России.
6. Необходимо также безотлагательно разработать и реализовать на законодательном уровне мероприятия по опережающей шахтостроение и угледобычу дегазации недр на всех высококатегорийных по газу участках недр угольных бассейнов РФ. Целевые назначения — повышение уровня безопасности горно-проходческих работ при добыче угля, а также газоснабжение регио-
нальных потребителей и защита окружающей среды от токсических загрязнений.
Литература
1. Аксельрод С.М. Разведка и опытная эксплуатация газогидратов (по материалам зарубежной литературы): научный обзор. - М., 2010.
2. Бао Я. Глинистые низкопроницаемые коллекторы в нефтегазоносных бассейнах Китая и технологии добычи нефти / Я.Бао, Ю.Тянь, А.В.Сиднев // Современные наукоемкие технологии. — 2008. — № 2.
3. "Газпром" зарылся в шахты: интернет ресурсы. — 2010. — http://www.ng.ru/economics/2010-01-19/1_gazprom.html.
4. Гинсбург Г.Д. О гидратоносности Мессояхского газового месторождения / Г.Д.Гинсбург, В.В.Борисов, А.А.Новожилов // Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения: сб. ст. — Л.: Изд-во ВНИГРИ, 1990.
5. Гинсбург Г.Д. Субмаринные газовые гидраты / Г.Д.Гинсбург, В.А.Соловьев. — СПб.: Изд-во ВНИИОкеангео-логии, 1994.
6. Гинсбург Г.Д. О количественной оценке субмарин-ных газогидратов / Г.Д.Гинсбург, В.А.Соловьев // Геология и минеральные ресурсы Мирового океана. — СПб.: Изд-во "ВНИИОкеангеологии, 1995.
7. Дмитриевский А.Н. Сланцевый газ — новый вектор развития мирового рынка углеводородного сырья / А.Н.Дмитриевский, В.И.Высоцкий // Газовая промышленность. — 2010. — № 8.
8. Жарков А.М. Оценка потенциала сланцевых углеводородов России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2011. — № 3.
9. Золотых С.С. Некоторые результаты пробной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе (Талдинский промысел): доклад на конференции в Государственном геологическом музее им.В.И.Вернадского 20 апреля 2011.
10. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. — М.: Недра, 1974.
11. "Миры" — обнаружили на дне Байкала уникальные поля газогидратов: интернет ресурсы. — http:/www.gazeta.ru / news/ science 2009 /07/02.
12. Неручев С.Г. Генерация углеводородов, формирование их скоплений и критерии прогноза нефтегазоносности в отложениях доманикового типа / С.Г.Неручев, В.Б.Чистяков, Э.М.Просолов // Проблемы оценки новых зон нефтега-зонакопления в основных продуктивных толщах Западной Сибири: сб. ст. — СПб.: Изд-во ВНИГРИ, 1992.
13. Нетрадиционные источники углеводородного сырья / Под ред. В.П.Якуцени. — М.: Недра, 1989.
14. Пола Д. О возможном влиянии польского сланцевого газа на структуру газового рынка // Oil and gas journal Russia. — 2012. — №1/2.
* США потребовалось примерно 40 лет исследований (с 1960 г.), чтобы обеспечить успешную промышленную добычу вначале угольного газа и газа из девонских песчаников (к 1980 г.) и затем, после 2000 г., сланцевого газа, решив проблему газоснабжения страны на ближайшие 10-15 лет.
