Рассмотрены проблемы добычи сланцевого газа. Показана их зависимость от геологических особенностей газосланцевых месторождений и коллекторских свойств сланцевых пород. Даны краткие характеристики и показатели разработки некоторых газосланцевых плеев США. Предложен способ улучшения дренирующей способности сланцевых пород после гидроразрыва пласта за счет обработки их глинокислотными растворами. Приведены результаты опытов по растворению образцов сланцев в определенных условиях. На основании анализа результатов сделан вывод о целесообразности обработки пород и даны рекомендации по ее проведению.

Перспективные газоносные сланцы имеются на территориях многих странах мира. Масштабная промышленная добыча газа сланцевых плеев осуществляется в основном в Северной Америке, где сконцентрировано около 75 % разведанных запасов нетрадиционного газа.

Наиболее хорошо изучены сланцевые бассейны и месторождения (плеи) в США. Самое известное из них – Barnett Shale в штате Техас. Геологическое картирование этого региона было проведено еще в начале XX в. Сланцы залегают здесь на площади 13 тыс. км² на глубинах среднем до 2 км. Богатый керогеном (40–60 %) сланцевый слой толщиной 90–150 м расположен на глубине 1800–2700 м. Разведанные запасы газа Barnett Shale составляют 59 млрд м³, общие запасы оцениваются в объеме 2 трлн м³ (ARI, 2013).

Сланцевое месторождение Marcellus Shale считается наиболее перспективным после Barnett Shale. Первое геологическое картирование здесь было проведено в 1836 г. Глубины месторождения сланцевых пластов составляют 1200–2600 м, толщина сланцевого слоя колеблется от 7 до 275 м. Для месторождения характерны тектонические разломы и нормальное давление в сланцевом слое с содержанием керогена 40–60 %. Общие запасы месторождения оцениваются в объеме 10 трлн м³ (ARI, 2013).

США являются мировым лидером по объему производства сланцевого газа. Еще 10 лет назад никто не ожидал таких изменений и быстрого развития ситуации в американском газовом секторе. В период с 2005 по 2009 г. добыча сланцевого газа в стране росла на 50 % в год, что позволило заместить примерно половину объема импорта СПГ. Успех США был во многом подготовлен прорывными технологиями добычи, внедренными в начале 2000-годов.

Добыча газа из сланцевых пород существенно отличается от традиционной газодобычи. Это обусловлено особенностью сланцевых месторождений, сложенных плотными малопористыми и малопроницаемыми породами. Газ в пласте находится в рассеянном состоянии и практически лишен способности мигрировать из продуктивной толщи по системе естественных трещин ввиду ее неразвитости.

Сланцевые месторождения США характеризуются концентрацией газа в пределах от 0,2 до 3,2 млрд м³/км². Необходимый уровень добычи достигается за счет вскрытия продуктивных пластов на больших площадях. Для увеличения газоотдачи и интенсификации притока применяют горизонтальные бурение и массированный гидроразрыв пласта по технологии StageFRAC (см. рисунок) с закачкой воды и закреплением трещин проппантом (100–500 т). Развитие и широкое внедрение этих технологий обеспечило прорыв США в добыче сланцевого газа.

Стоит заметить, что теоретические основы гидроразрыва пласта (ГРП) были разработаны в Институте нефти АН СССР в 1953 г. академиком С. А. Христиановичем совместно с Ю. П. Желтовым.
Американская практика разработки газосланцевых месторождений выявила еще одну особенность – низкую дренирующую способность эксплуатационных скважин. Пробуренные скважины на начальном этапе дают высокий приток газа, но уже через год он снижается на 55–85 %, а спустя 3–5 лет эксплуатации сланцевая скважина обеспечивает в среднем только около 14 % начального дебита.

Для поддержания требуемого (коммерческого) уровня добычи необходимо постоянно бурить новые скважины, что неизбежно связано с дополнительными капитальными вложениями, причем весьма внушительными. Так, если в 2006 г. на Barnett Shale было добыча добыто 20 млрд м³ сланцевого газа из 6080 скважин, то к концу 2008 г. для поддержания уровня добычи пришлось бурить еще 5720 дополнительных скважин, и их плотность составила 1 скв/64 км². По данным Energy Information Administration (EIA), на 01.01.2009 г. в США общий фонд газовых и газоконденсатных скважин составлял 478562 ед., а годом ранее – 452945 ед.

По данным С. И. Мельниковой, эксперта ЦИМЭР ИНЭИ РАН, жизненный цикл сланцевой скважины на Barnett Shale чуть больше — 8–12 лет. Высокая продуктивность месторождения связана с повышенным содержанием диоксида кремния (29–38 %), который делает сланцевую породу хрупкой. Образующиеся в ней естественные переломы и трещины способствуют миграции газа, поэтому для интенсификации притока газа в скважины требуются ГРП меньшей мощности, что положительно влияет на рентабельность разработки Barnett Shale. Перспективность месторождения Marcellus Shale также связана с благоприятными технологическими условиями разработки. По мнению американских специалистов, благодаря меньшим глубинам залегания продуктивных пластов здесь возможно бурение менее дорогих вертикальных скважин.

В последние годы вокруг технологии ГРП не утихают споры экологов. Многие страны ЕС ввели мораторий на применение ГРП.

В США практика добычи сланцевого газа постоянно совершенствуется. Развитие и внедрение новых технологий позволяет сократить продолжительность бурения, уменьшить экологические риски и снизить потребление ресурсов (в первую очередь, воды), связанных с процессом добычи. Тем не менее, проблема увеличения продуктивности скважин остается актуальной.

С целью увеличения дренирующей способности сланцев после ГРП авторами предложено растворять сланцы различными глинокислотными растворами. Это позволит вскрыть дополнительные резервы в увеличении продуктивности газовых скважин.

Опыты по растворению сланцев проводились с образцами породы из продуктивного пласта скважины Radio 1-11 месторождения N.E. Union City (США). По данным рентгенофазового анализа данные образцы сланцев представляют собой смесь метаморфизированного бентонита натрия состава NaAlSi3O8 и кальциевого алюмосиликата состава CaAl2Si2O8. Точный процентный состав определить этим методом не удается из-за частичного перекрывания мажорных пиков рентгенограммы. Примеси, включая карбонаты, сульфаты, сульфиды и аморфную фазу, не превышают 2–3 %.
В опытах использовались следующие глинокислотные растворы:

• №1 — HCL, 23,5 % +HF, 5 % + CH₃COOH, 6 %; 
• №2 — HCL,11%+NH₄FHF, 6%+CH₃COOH, 3,5%;
• №3 — SL – товарное название «глинокислотный раствор на основе порошкообразных реагентов» (пат. РФ No 2301248).

Подготовку образцов для изучения их растворимости в указанных растворах производили следующим образом.

Из кернов были приготовлены образцы пород одинаковой кубической формы и в порошкообразном виде – раздроблены и просеяны через сито с ячейкой 1,8 мм. Затем образцы высушивались при температуре 120–140 °С до одинаковой массы, помещались в пластиковый стакан и подвергались обработке растворами при температуре 20 °С в статических условиях в течение 1 ч и 24 ч. Растворимость образцов сланцевой породы оценивали весовым методом по зафиксированным в ходе опытов потерь массы.

В результате опытов (см. таблицу) установлено, что глинокислотный состав No 3, приготовленный из порошкообразных реагентов, обладает повышенной растворяющей способностью ко всем испытываемым образцам.

Во второй серии опытов были проведены фильтрационные исследования на закольматированных кернах пород валанжинского продуктивного пласта Уренгойского газоконденсатного месторождения. Исследованиями установлено следующее:

1. Коэффициент проницаемости керна после обработки в течение 1 ч при температуре 70 °С увеличился в 2,5 раза – с 12,1 до 30,25 mD.
2. Масса навесок керна уменьшилась на 3,28 % после обработки раствором в течение 1 ч при температуре 70 °С и на 5,89 % – после обработки в течение 24 ч при 25 °С.
3. Массы навески цементного камня после обработки в течение 24 ч при температуре 25 °С увеличилась на 11,65 %. При этом структура цементного камня не нарушилась.

Таким образом, в ходе глинокислотных обработок скважин сланцевых залежей в натурных условиях следует ожидать увеличения растворяющей способности раствора за счет как повышенной температуры пласта, так и генерации волнового воздействии в горной выработке. Совмещение контрольных операций с технологическими (ноу-хау) позволит достаточно надежно определить необходимое время обработки скважины.

По результатам проведенных экспериментальных работ можно сформулировать следующие рекомендации:

1Для каждого конкретного месторождения необходимо выполнять адаптацию технологического раствора применительно к составу сланцев

2Представляется целесообразным до и после комплексного воздействия на пласт проводить волновой акустический каротаж в скважине, что позволяет оценить образовавшуюся трещиноватость порового пространства и его газонасыщенность