Цену барреля откорректирует сланцевая нефть. Сколько стоит сланцевая нефть


Цену барреля откорректирует сланцевая нефть

07.11.2016 в 17:40, просмотров: 9123

30 ноября в Вене ОПЕК обсудит сокращение нефтедобычи. В Москве внимательно следят за его подготовкой. Ведь от решения картеля зависят не только цены на нефть, но и будущее рубля, российского бюджета. В США, напротив, не ждут из Вены сюрпризов: «Любой договор захлебнется в американской сланцевой нефти».

Цену барреля откорректирует сланцевая нефть

фото: ru.wikipedia.org

Прежде всего страны ОПЕК элементарно не могут договориться между собой. Что неудивительно: Саудовская Аравия и Иран — смертельные враги, не желающие уступать друг другу долю рынка. Ирак, Ливия и Нигерия не хотят уменьшать добычу, поскольку она и так уже ранее сократилась по вине террористов или в результате междоусобиц. Но дело не только в этом: есть и еще один, не менее важный фактор — сланцевая нефть Америки.

Выходящая в столице американских нефтяников — Хьюстоне — газета The Houston Chronicle озаглавила одну из недавних публикаций так: «ОПЕК утратил контроль над ценами из-за сланцевой революции в США». Революция заключается в том, что с 2009 по 2015 год производство нефти-сырца в Америке выросло на 83% — в основном за счет сланцевых месторождений. Именно с этим фактором многие эксперты связывают обрушение цен на мировом рынке со $100 за баррель в 2014 году до $27 в начале 2016 года.

Но далее ситуация изменилась. Хотя себестоимость сланцевой нефти в последние годы значительно упала благодаря внедрению новых прорывных технологий, ценовой уровень в районе $30 за «бочку» все же низковат для компаний, работающих в этой отрасли. При отсутствии достаточной рентабельности добытчики сланцевой нефти стали замораживать скважины в ожидании лучших времен.

И лучшие времена, похоже, не заставили себя ждать. Ценовая конъюнктура на нефтяном рынке пошла в плюс — в немалой степени под воздействием разговоров о предстоящем замораживании добычи странами ОПЕК, якобы совместно с Россией. Москва не опровергала этих слухов, даже поддерживала их: пусть они подталкивают цены вверх, вреда не будет. Но как только цены превысили $40 за баррель и на какое-то время даже одолели 50-долларовый рубеж, американская сланцевая нефтянка стала размораживать скважины и наращивать добычу.

На сегодня диапазон от $40 до $50 за баррель — это тот ценовой коридор, в котором добытчики сланцевой нефти в США имеют стабильную прибыльность. А если вдруг чьими-то стараниями нефть вырастет до $60 за баррель, то рентабельность сланцевой нефтедобычи будет измеряться трехзначными процентами — об этом заявляет техасская нефтегазовая компания EOG Resources.

В связи с этим уолл-стритовский финансовый гигант Goldman Sachs считает, что при цене $55 за баррель любое ценовое ралли, которое гипотетически могут организовать ОПЕК, Россия и прочие нефтедобытчики, моментально захлебнется в американской нефти.

Во всяком случае, в настоящее время в США устойчиво растет количество нефтяных и газовых скважин, находящихся в активной эксплуатации. Оно еще не достигло показателя годичной давности (787 буровых вышек), но сейчас нефть качают 443 буровых установки, а природный газ — 108. Это самый высокий показатель за последние восемь месяцев. К этим статданным надо добавить еще свыше 4000 (!) пробуренных, но не до конца оборудованных скважин, которые в случае необходимости могут очень быстро встать в строй.

В общем, о возвращении к высоким ценам — $80–100 за баррель и больше, — очевидно, надо забыть. На мировом рынке предложение нефти превышает спрос на 1–1,5 млн баррелей в сутки. Спрос едва ли значительно вырастет в ближайшее время, поскольку вся мировая экономика растет слабо, а в ряде регионов не растет вообще. Потребление нефти снижается за счет новых энергосберегающих технологий и быстрого прогресса в сфере альтернативной энергетики (солнце, ветер, морские приливы и прочее). И в этом смысле американская и канадская сланцевая нефть — лишь дополнительная, хотя и довольно увесистая гирька на чаше весов, которая перевешивает любые ценовые маневры ОПЕК.

В России и некоторых других странах-экспортерах многие надеются, что заседание ОПЕК в Вене 30 ноября сможет привести к соглашению о замораживании уровней добычи и что результатом этого будет удорожание нефти. Оставим надеющимся какой-то шанс: на свете случаются всякие чудеса. А вот что будет, если венское мероприятие окажется безрезультатным?

Первое: конечно, упадут цены на нефть. Но, наверное, не слишком сильно, поскольку фиаско ОПЕК не будет неожиданным — оно уже в большой мере учтено в сегодняшних ценах. Второе: это фиаско подтолкнет и без того готовый рухнуть режим Мадуро в Венесуэле, где 75% населения, согласно свежему опросу, хотят смены власти. Третье: ОПЕК окончательно утратит доверие как международная организация, так как провал в Вене будет третьим по счету (после Дохи и Алжира). Четвертое: обострится конкуренция между нефтедобывающими странами, что приведет к продолжению тенденции снижения цен на нефть.

Можно рассказывать оптимистичные сказки о грядущем стодолларовом барреле, как это делают некоторые российские прогнозисты. Хорошо, что в правительстве не очень прислушиваются к этим сказкам и верстают бюджет на ближайшие три года, исходя из среднегодовой цены на нефть в $40 за баррель. Хотя кто знает — может, и эта цифра окажется завышенной…

Нью-Йорк

www.mk.ru

Сколько стоит российская сланцевая нефть? RosInvest.Com

Сколько стоит российская сланцевая нефть?Американцы, которые за последние годы совершили в своей стране «сланцевую» революцию, позволившей им резко снизить внешнюю энергетическую зависимость, поднять посткризисную экономику и за счет увеличения экспорта нефти «уронить» мировую цену на нефть, владеют вторыми в мире запасами этого углеводородного сырья. Их запасы оцениваются в 58 млрд. баррелей. Замыкает тройку по этому показателю Китай с 32 млрд. баррелей, при этом, по запасам извлекаемого сланцевого газа он вне конкуренции.

Но если «поднебесная» активно разрабатывает свои сланцевые месторождения, не говоря об американцах, которые в этом вопросе «впереди планеты всей», то  Россия до последнего времени в этом направлении не предпринимала никаких шагов.

Наконец это произошло и у нас

Впервые на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) начали разрабатывать южную сторону Приобского месторождения. Эта территория лицензирована для добычи сланцевой нефти специальным технологическим способом. «Газпромнефть – Хантос», структура ОАО «Газпром нефть», успешно пробурила две наклонно - направленные скважины. Для этого был осуществлен разрыв пласта гидравлическим способом (ГРП), который расположен на глубине свыше 3,0 тыс. м. Работа в этом направлении осуществляется в соответствии с выданной лицензией на изучение запасов баженовского и тюменского свита. В прошлом году компания провела анализ данных по геофизике: исследование керна и показателей сейсморазведки 3D.

В рамках данного проекта предполагается горизонтальное бурение 4-х скважин. Цель – подтверждение подвижных запасов нефти и перспектива их разработки. Дело в том, что эти запасы извлекаются сложным технологическим способом, так как породы-коллекторы на этой глубине обладают крайне низкими свойствами фильтрации. После гидравлического разрыва пласта компания получит полную информацию о дебите ( производительность за единицу времени) скважин и более точных объемах запасов на исследуемых месторождениях. На следующий год в рамках этого проекта планируется 3D исследование этих скважин и горизонтальное бурение. Запасы только одного Баженовского свита оцениваются специалистами приблизительно 120-150 млрд. тонн и располагаются на территории около 1 млн. кв. км. Пласты относительно небольшие, не более 40 метров в толщину.

Существует и второй проект «Газпром нефти». На этот раз планируется к разработке Красноленинское месторождение в ХМАО. Работа в этом направлении была начата в конце прошлого года. Первая из четырех скважин уже пробурена в горизонтальном направлении длиной около 200 метров. В дальнейшем будет осуществляться увеличение размеров этих стволов . Соответственно будет расти количество стадий ГРП. Это месторождение представлено Абалакским комплексом западной части Западной Сибири. Толщина залежей больше, чем на Баженовском и составляет от 20 до 90 метров.

Правительство России планирует простимулировать развитие нефтяной отрасли в этом направлении, особенно разработку месторождений с трудноизвлекаемой добычей сырья. В ближайшее время власти намерены предоставить нефтяникам под такие программы налоговые льготы.

Мнения аналитиков

Аналитики по разному оценивают перспективу разработки месторождений сланцевой нефти в России. Во-первых, до сих пор нет единого мнения по поводу рентабельности этой отрасли. Реальную достоверную себестоимость знает узкий круг специалистов и то, на конкретных разрабатываемых площадках. В средствах массовой информациях периодически появляются данные о ценах на сланцевую нефть в разных добывающих странах, но никто не может точно их подтвердить. Одни эксперты полагают, что цена, например, арабской нефти стоит 7 долларов США, американской 15 , а российской 20 долларов США. Другие считают, что эта нефть никак не может быть дороже обычной и ее стоимость колеблется в пределах 70-90 долларов США. Нет единого мнения и по степени распределения залежей сланцевой нефти по странам. Есть группа специалистов, убежденных, что она распределена равномерно по всей территории планеты. Поэтому, гипотетически, практически, все страны мира обладают этим сырьем. Приверженцы другой версии отдают «пальму первенства» по этому показателю Америке(несмотря на информацию Министерства энергетики США) – 70% всех мировых запасов. Второе место у России, в основном в Баженовской свите. Тем не мене, стратегически, развитие этого направления многими экспертами поддерживается. Запасы сланцевой нефти огромны – свыше 3 трлн. баррелей. Обычная нефть разрабатывается достаточно активно, и ее запасы сегодня оцениваются приблизительно в пределах 1,3 трлн. баррелей.

rosinvest.com

Нефтяные экспортеры могут не опасаться возрождения сланцев — Блог Александра Хуршудова

Проблема сланцевых месторождений США не столько в низких ценах нефти и газа, сколько в том, что самые доходные участки быстро заканчиваются. Поэтому доказанные запасы нефтяных месторождений уже выбраны на 59%, а половина роста числа активных буровых станков пришлась на последний свежий регион Permian Basin. Но и там сейчас 20-30% скважин не вводятся в эксплуатацию, а консервируются.

Скоро минует 7 лет, как я стал наблюдать за выработкой  американских трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, к которым прилипло некорректное название «сланцевых». Революции из них не вышло, однако на несколько лет они изрядно стабилизировали добычу в США. Без этих новых ресурсов американцам пришлось бы импортировать половину газа и три четверти потребляемой нефти.

И сейчас, когда нефтяные цены устойчиво закрепились выше $50 за баррель, все чаяния охотников до дешевой нефти устремлены в США. Они ждут, что сланцевые компании увеличат бурение, добычу и тем самым развернут цены вниз. Чтобы оценить возможность такого сценария, нужно проанализировать нынешнее состояние сланцевой отрасли. Вот этим мы сейчас и займемся.

1. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Хотя нефть и важнее, и дороже, но начну я все же с газовых месторождений. Потому что их масштабная разработка началась раньше, почти 9 лет назад. Некоторые уже находятся в стадии истощения, и по ним можно (с некоторыми поправками) представить судьбу нефтяных залежей. Американское агентство энергетической информации EIA выделяет 7 главных сланцевых формаций (рис.1), мы же добавим к ним пионерное месторождение Barnett на севере Техаса.

 

Рис.1

Основные текущие показатели газовых месторождений приведены в таблице 1. Данные по запасам, ценам и добыче газа взяты из разных материалов EIA, в ряде случаев они пересчитаны для более удобного восприятия. Данные по буровым станкам от компании Baker-Hughes.

Беглый взгляд на таблицу 1 позволяет вынести следующее. Месторождение Barnett находится в завершающей стадии разработки. Бурение здесь прекращено, добыча газа быстро падает, хотя для страны она еще остается существенной. Из оставшихся  379 млрд м3 запасов реально удастся добыть не более половины. Выходит, что запасы были завышены.

Тот же процесс развивается на месторождении Eagle Ford, но быстрее. Здесь имеются нефтяная и газоконденсатная зоны, основная добыча идет из них. Начальные запасы газа тоже завышены, при таких темпах падения (22% в год) их добыть не удастся.

На месторождении Haynesville  основной сланцевый пласт залегает на глубинах 3-4 тыс. м, но в вышележащих горизонтах газ тоже присутствует. После выхода на максимум в 2011 году происходит медленное снижение добычи, начальные дебиты скважин здесь  сейчас вдвое ниже, чем на свежих площадях. В целом отбор газа соответствует запасам, допускаю, что степень извлечения газа даже несколько превысит проектную величину.

Половину сланцевого газа США дает крупнейшее месторождение Marcellus. В этом году отбор из него ожидается в размере 186 млрд м3, это 5,3% мировой добычи газа. Здесь имеются нетронутые запасы, в частности, на территории штата Нью-Йорк, где пока запрещен гидроразрыв пласта. С нарастанием дефицита газа его разрешат.

Месторождение Utica примыкает к Marcellus. Оно совсем свежее, разрабатывается четвертый год. Доказанные запасы еще не подсчитаны, а потенциальные ресурсы варьируют в пределах 400-1100 млрд м3. Здесь еще можно выбирать для бурения наиболее продуктивные участки; но темпы бурения в несколько раз ниже, чем были на заре «сланцевой революции».

На других крупных месторождениях (Bakken, Niobrara и Permian Basin), запасы и добыча сланцевого газа невелики, бурение на газ прекращено, поэтому в таблицу я их не включил. Теперь проследим последние изменения.

Начало ушедшего года стало кошмаром для сланцевых компаний. В феврале цена нефти WTI снизилась до $26, а за ней, в марте до $60-70 за 1000 м3 рухнули цены газодобытчиков на рынке спот. Таких низких цен не было с 1999 года. Чтобы окупить бурение скважины при этих ценах, нужно добыть из нее более 100 млн м3, а таких на сланцевых месторождениях единицы. Поэтому в течение 3-4 месяцев  производители продолжали активно сокращать бурение (рис.2), а за бурением на 3% упала добыча газа. Летом цены восстановились и даже превысили прошлогодний уровень, но бурение практически не увеличилось. Вместо него возрос ввод в эксплуатацию ранее пробуренных, но не освоенных скважин (см. рис.2). Остановлюсь на них чуть подробнее, поскольку на эту тему было много домыслов, которые, как часто бывает, далеки от реалий.

Рис.2

Бурение средней скважины в США, включая покупку минеральных прав, обходится в $6-7 млн. После достижения проектной глубины и крепления ствола скважина сдается заказчику, и буровая бригада переезжает на новую точку. Вскрытие пласта и вызов притока выполняет другой подрядчик, с более мобильным ремонтным станком и своей техникой. Главным процессом освоения сланцевых скважин является многоступенчатый гидроразрыв, при выполнении 20-30 ступеней разрыва их стоимость тоже не маленькая, $1,5-2 млн. Поэтому находится много причин, чтобы освоение скважины ОТЛОЖИТЬ.

Причины бывают технические: к скважине не подведен трубопровод, не хватает мощности аппаратов сепарации, есть еще веская причина под названием «денег нет». Такие скважины долго не простаивают, потому что накладно не иметь отдачи от зарытых в землю миллионов. Хуже, когда причины геологические: скважина вскрыла менее мощный пласт, в нем слишком много глин или мало трещин, и получение хорошего притока вовсе не гарантируется. Такие скважины, бывает, простаивают годами.

В России этот процесс регламентирован и называется консервацией скважин. В США, похоже, надзор за такими скважинами слабее, но учет ведется. Теперь вернемся к скважинам месторождения Marcellus (см. рис.2).

С июня по ноябрь на месторождении было пробурено 223 скважины, а в эксплуатацию ввели 300 стволов, потому что 77 скважин освоили из консервации. Выбирали, конечно, лучшие; если бы все законсервированные скважины были высокопродуктивны, то бурение на целый год остановили бы совсем. Сейчас в консервации осталось 623 скважины, и дальнейшая судьба их не ясна. Некоторые задействуют позднее, когда подрастут газовые цены. Другие будут долго ждать ликвидации, она тоже денег стоит, а  доходов не приносит никаких.

В целом на пяти крупнейших газовых месторождениях США осталось примерно 1,9 трлн м3 доказанных запасов; при нынешних темпах они будут добыты за 5 лет. С повышением газовых цен запасы могут подрасти на 1,5-2 трлн м3, но при этом добыча газа все равно будет постепенно снижаться.

2. СЛАНЦЕВАЯ НЕФТЬ

На первый взгляд, оценить перспективы сланцевой нефти проще – здесь всего 4 крупных месторождения (табл.2). Но это только кажется. Потому что налицо колоссальная неразбериха в подсчетах нефтяных запасов.

Я, как и любой нефтяник, больше доверяю геологическим подсчетам запасов. Это большой труд геологов, в нем собраны все сведения о месторождении, его объем, содержание воды, насыщение нефтью, экономически обоснованы коэффициенты ее извлечения. Результаты таких подсчетов я и привожу для месторождений Bakken и Eagle Ford. Но сланцевые площади – как муравейники, ситуация на них меняется каждый день. Чуть отвлекся – глянь, одна скважина дала приток выше ожидаемого, другая – ниже, а в третьей и вовсе ничего не нашли. И появляются так называемые «оперативные» оценки запасов.

В последней такой оперативной работе EIA оценило доказанные запасы Bakken в 690, а Eagle Ford – в 588 млн тонн. Не знаю… Не верю. Не было такого в нефтяной практике, чтобы после отбора всего лишь 25% извлекаемых запасов, добыча нефти за год рухнула на 33%, как на Eagle Ford. Потому ПОКА эти оценки в расчет принимать не буду, ввернусь к ним позже.

Из таблицы 2 видно, что нефтяные месторождения стали разбуривать на 2 года позднее газовых, а максимум добычи здесь достигался чуть раньше, за 4 года. Это – результат различий в экономике. Нефть всегда была дороже газа, она легче транспортируется и хранится, поэтому при прочих равных условиях бурить на нефть выгоднее.

Месторождение Bakken содержит два нефтяных пласта, сложенных преимущественно песчаниками. Пористые породы лучше удерживают нефть, поэтому темпы падения добычи здесь ниже, чем на Eagle Ford. В хорошей работе, показано, что высокая продуктивность скважин обеспечивается преимущественно двумя факторами: толщина пласта и его естественная трещиноватость. При наличии этих факторов начальный дебит скважин достигал 500 т/сут, за год удавалось отобрать 25-45 тыс. т нефти, что уже окупает затраты. Наоборот, увеличение числа стадий гидроразрыва свыше 10-12 и другие технологические параметры почти не влияли на продуктивность.

Это подтверждает здоровую истину: бесконечное совершенствование гидроразрыва невозможно. В монолитных пластах небольшой толщины скважины дают в десятки раз меньше нефти и это нельзя компенсировать НИКАКОЙ супертехнологией. Именно поэтому средний начальный дебит на месторождении Bakken составляет не 300, а всего лишь 73 т/сут.

Месторождение Eagle Ford, напротив, содержит в продуктивном пласте трещиноватые известняки и доломиты, которые легче отдают нефть. Но объем этих мелких трещин очень мал. Поэтому здесь выше и начальные дебиты, и темпы их снижения. Падение добычи нефти за последний год на целую треть – своеобразный антирекорд в нефтяной практике. Мне, во всяком случае, раньше подобные примеры не встречались.

Формация Permian Basin – последнее сланцевое месторождение с растущей добычей. Здесь целых три нефтяных пласта, но продуктивность их сильно изменяется на большой площади (чтобы не перегружать материал, я не привожу обзорные карты размещения скважин, они доступны в предыдущей работе). Это старый нефтяной район. Здесь ежегодно добывается почти 40 млн т нефти из обычных пластов, ранее уже была построена инфраструктура трубопроводов и пунктов подготовки. Здесь пока есть простор для поиска высокопродуктивных участков. Их и ищут: ПОЛОВИНА американских станков, бурящих на нефть (246 шт.), сейчас работает в бассейне Permian.

Также давно добывают нефть и газ в пределах формации Niobrara. Старые месторождения дают здесь 140 тыс. барр./сут, а низкопроницаемые (сланцевые) пласты — вдвое больше. Но дебиты скважин намного ниже, а запасы (по оперативной оценке) – в 3-4 раза меньше, чем на трех главных месторождениях.

В сумме четыре крупнейших сланцевых формации добывают 3,4 млн барр./сут нефти, это три четверти всей сланцевой добычи или 39% общей добычи США. Кроме них, есть еще несколько более мелких площадей, там истощение пластов даже более выражено. В качестве примера сошлюсь на месторождение Granite Wash в Техасе с максимальной добычей 1,2 млн т/год (рис. 3). В 2015 году добыча здесь упала на 36,5%, а в прошлом – еще на 40,5%. Хотя на месторождении постоянно трудятся 10-11 буровых станков.

Рис.3

Но вернемся к последним событиям. После провала нефтяных цен в феврале бурение сокращалось еще 3 месяца, и только летом, когда цены укрепились выше $40, число активных буровых станков стало расти (рис.4).

Рис.4

За полгода на крупных месторождениях оно увеличилось с 203 до 318, в 1,57 раза. Но посмотрите – 97 новых станков (81%) вышли на Permian Basin. Картину следует дополнить динамикой числа законсервированных скважин (рис. 5).

Рис.5

Из графика следует, что за прошедший год число законсервированных скважин на месторождении Bakken сократилось на 17, на Niobrara – на 123, Eagle Ford – на 283, а на Permian – УВЕЛИЧИЛОСЬ на 303 скважины. В ноябре здесь из 312 пробуренных стволов 99 пополнили простаивающий фонд.

Это означает, что на самом перспективном сланцевом месторождении уже не хватает высокодоходных участков для всех желающих. Сейчас мы наблюдаем буровой ажиотаж, который быстро вскроет самые продуктивные зоны и выведет месторождение Permian Basin на максимум добычи. За ним начнется быстрое падение.

Некоторый рост числа скважин в консервации в сентябре-октябре замечен и на других трех месторождениях (см. рис.5). Но пока он находится в пределах статистической погрешности, так что торопиться с выводами не будем.

Оставшиеся извлекаемые запасы (530 млн т нефти) при нынешних темпах отбора (169 млн т/год) будут добыты за 3 года. Даже если принять явно завышенную оценку EIA для запасов Bakken и Eagle Ford, этот срок увеличивается до 8 лет. Но фактически поддерживать нынешний уровень добычи не удастся, хотя некоторые скважины будут давать продукцию еще 10-20 лет.

 3. О ГРЯДУЩИХ ПЕРСПЕКТИВАХ

Благодаря усилиям восторженных комментаторов сланцевые поля в глазах публики выглядят, как безграничное поле, скажем, кустов картошки. Где ни копнул – 10 фунтов овоща тебе гарантировано. Жаль, перестарались компании, накопали слишком много и затоварили рынок. Сейчас излишки картошки съедят, цена вырастет, и все дружно опять возьмутся за лопаты.

На самом же деле тут более уместна аналогия с сибирским болотом: спелая клюква краснеет на кочках и грядах, а между ними зеленые топи с парой ягодок на квадратный метр. Только в сланцевых пластах плодородными являются зоны тектонических нарушений. Посмотрите, как вытягиваются вдоль таких зон скважины месторождения  Bakken (рис. 6). Самая крупная из них называется антиклиналь Нельсона.

Рис.6

Впервые мне довелось встретиться с этим явлением (страшно подумать!) почти 40 лет назад. На месторождении Северный Малгобек в Ингушетии скважина, пробуренная в километре от глубинного разлома, после масштабного гидрокислотного разрыва дала 400 т/сут чистой нефти. Три другие, расположенные в 2-3 км от разлома дали слабые притоки и были ликвидированы. И потом, в Западной Сибири, Коми, Поволжье, Индии я не раз убеждался, что в низкопроницаемых пластах дебит определяется трещиноватостью.

Поэтому запасы сланцевой нефти в США я условно делю на три большие группы. В первую входят участки большой толщины с развитой трещиноватостью, которая обеспечивает фильтрацию нефти на расстояния порядка 0,5-1,5 км. В таких зонах начальный дебит скважин достигает сотен тонн в сутки. После снижения пластового давления приток уменьшается в десятки раз, но далее его стимулирует выделение в пласте нефтяного газа. Такие скважины могут еще 10-20 лет подавать 2-3 тонны в сутки с помощью обычных штанговых насосов.

Вторая группа скважин характерна ограниченной трещиноватостью, которая простирается лишь на десятки и сотни метров. Начальные дебиты здесь обычно составляют 50-100 т/сут. Через 4-5 лет дебит снижается до 0,5-1 т/сут, и добыча уже не окупает затраты. Скважины долго простаивают и в конце концов ликвидируются.

В третью группу я включаю участки небольшой толщины, в которых трещины очень малы и почти не фильтруют. Начальный дебит в таких скважинах не превышает 50 т/сут. Из-за снижения давления в пласте быстро выделяется газ, который в очень тонких каналах не стимулирует, а, наоборот, блокирует фильтрацию нефти. Эти скважины глохнут в течение 1-2 лет, именно они составляют сейчас большую часть законсервированного фонда.

Сланцевые компании не могут допустить резкого падения добычи, ибо тогда им не на что будет списывать уже вложенные деньги. При малейших возможностях они будут наращивать бурение. Предстоящее повышение нефтяных цен вызовет второй сланцевый бум, но он станет слабым подобием первого, потому что через год-два хороших участков для бурения уже не останется.  

Однако для повышения добычи вовсе не обязательно иметь огромные сланцевые пласты площадью в десятки тысяч квадратных километров. Технологии многоступенчатого гидроразрыва способны оживить сотни пластов низкой проницаемости на давно известных месторождениях. В Западной Сибири, например, уже 25 лет не могли повысить отдачу газоконденсатных скважин ачимовских отложений, а сейчас задача решается как многостадийным, так и крупномасштабным гидроразрывом. Подобные работы вовсю идут и в США, и в Канаде, Китае, и в других нефтяных регионах. Для получения хорошего результата нужны только два условия: достаточная мощность пласта (более 15 м) и отсутствие подстилающей воды.

Таким образом, перспектива не столько в конкретных месторождениях, сколько в технологиях, позволяющие приобщить к разработке низкопроницаемые горизонты. Тут впереди еще непочатый край работы. Ибо нынешние коэффициенты извлечения нефти (5-6%) никак не устроят рачительного хозяина; нужно уже сейчас думать о вытеснении нефти водой, хотя это нам пока недоступно.

 4. РЕЗЮМЕ

1. Запасы газа крупнейших сланцевых месторождений США достаточны для поддержания текущего уровня в течение 4-5 лет, с ростом газовых цен в 1,5-2 раза этот период увеличится до 7-8 лет при постепенном снижении добычи.

2. Доказанные запасы сланцевой нефти на четырех крупнейших месторождениях США выбраны на 59%. Произошедший рост цен ускорил бурение на площади Permian Basin в 1,5 раза, а на других месторождениях отразился слабо. Тем не менее, в нынешнем году вероятен некоторый рост добычи сланцевой нефти за счет разбуривания оставшихся высокопродуктивных участков. Затем добыча в США будет медленно падать, уже не реагируя на рост цен.

3. По мере выработки наиболее продуктивных запасов количество активных буровых станков будет все меньше влиять на отдачу сланцевых месторождений. За последние 5 месяцев на месторождении Permian Basin от 18 до 32% пробуренных скважин не вводятся в эксплуатацию, а консервируются.

4. Таким образом, нефтяные экспортеры могут не опасаться возрождения сланцевой нефти; новое бурение уже не в состоянии надолго компенсировать истощение ранее вовлеченных в разработку запасов.

5. Тем не менее, трудноизвлекаемые запасы являются неплохим подспорьем для нефтяной отрасли; они особенно полезны в старых нефтяных районах, где уже имеется промысловая инфраструктура и опытные кадры. Как говорится, что ни делается – все к лучшему…:)

Опубликована

khurshudov.ru

Сколько стоит российская сланцевая нефть и каковы её запасы? - MyBusiness.md

1395844873 74066.bАмериканцы, которые за последние годы совершили в своей стране «сланцевую» революцию, позволившей им резко снизить внешнюю энергетическую зависимость, поднять посткризисную экономику и за счет увеличения экспорта нефти «уронить» мировую цену на нефть, владеют вторыми в мире запасами этого углеводородного сырья. Их запасы оцениваются в 58 млрд баррелей. Замыкает тройку по этому показателю Китай с 32 млрд баррелей, при этом, по запасам извлекаемого сланцевого газа он вне конкуренции.

Но если «поднебесная» активно разрабатывает свои сланцевые месторождения, не говоря об американцах, которые в этом вопросе «впереди планеты всей», то  Россия до последнего времени в этом направлении не предпринимала никаких шагов.

Наконец это произошло и у нас

Впервые на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) начали разрабатывать южную сторону Приобского месторождения. Эта территория лицензирована для добычи сланцевой нефти специальным технологическим способом. «Газпромнефть – Хантос», структура ОАО «Газпром нефть», успешно пробурила две наклонно - направленные скважины. Для этого был осуществлен разрыв пласта гидравлическим способом (ГРП), который расположен на глубине свыше 3,0 тыс. м. Работа в этом направлении осуществляется в соответствии с выданной лицензией на изучение запасов баженовского и тюменского свита. В прошлом году компания провела анализ данных по геофизике: исследование керна и показателей сейсморазведки 3D.

В рамках данного проекта предполагается горизонтальное бурение 4-х скважин. Цель – подтверждение подвижных запасов нефти и перспектива их разработки. Дело в том, что эти запасы извлекаются сложным технологическим способом, так как породы-коллекторы на этой глубине обладают крайне низкими свойствами фильтрации. После гидравлического разрыва пласта компания получит полную информацию о дебите ( производительность за единицу времени) скважин и более точных объемах запасов на исследуемых месторождениях. На следующий год в рамках этого проекта планируется 3D исследование этих скважин и горизонтальное бурение. Запасы только одного Баженовского свита оцениваются специалистами приблизительно 120-150 млрд. тонн и располагаются на территории около 1 млн. кв. км. Пласты относительно небольшие, не более 40 метров в толщину.

Существует и второй проект «Газпром нефти». На этот раз планируется к разработке Красноленинское месторождение в ХМАО. Работа в этом направлении была начата в конце прошлого года. Первая из четырех скважин уже пробурена в горизонтальном направлении длиной около 200 метров. В дальнейшем будет осуществляться увеличение размеров этих стволов . Соответственно будет расти количество стадий ГРП. Это месторождение представлено Абалакским комплексом западной части Западной Сибири. Толщина залежей больше, чем на Баженовском и составляет от 20 до 90 метров.

Правительство России планирует простимулировать развитие нефтяной отрасли в этом направлении, особенно разработку месторождений с трудноизвлекаемой добычей сырья. В ближайшее время власти намерены предоставить нефтяникам под такие программы налоговые льготы.

Мнения аналитиков

Аналитики по-разному оценивают перспективу разработки месторождений сланцевой нефти в России. Во-первых, до сих пор нет единого мнения по поводу рентабельности этой отрасли. Реальную достоверную себестоимость знает узкий круг специалистов и то, на конкретных разрабатываемых площадках. В средствах массовой информациях периодически появляются данные о ценах на сланцевую нефть в разных добывающих странах, но никто не может точно их подтвердить. Одни эксперты полагают, что цена, например, арабской нефти стоит 7 долларов США, американской 15, а российской 20 долларов США. Другие считают, что эта нефть никак не может быть дороже обычной и ее стоимость колеблется в пределах 70-90 долларов США. Нет единого мнения и по степени распределения залежей сланцевой нефти по странам. Есть группа специалистов, убежденных, что она распределена равномерно по всей территории планеты. Поэтому, гипотетически, практически, все страны мира обладают этим сырьем. Приверженцы другой версии отдают «пальму первенства» по этому показателю Америке (несмотря на информацию Министерства энергетики США) – 70% всех мировых запасов. Второе место у России, в основном в Баженовской свите. Тем не мене, стратегически, развитие этого направления многими экспертами поддерживается. Запасы сланцевой нефти огромны – свыше 3 трлн баррелей. Обычная нефть разрабатывается достаточно активно, и ее запасы сегодня оцениваются приблизительно в пределах 1,3 трлн баррелей.

Источник: Vestifinance.ru

mybusiness.md

Bloomberg: стоимость американской сланцевой нефти упала ниже нуля - ЭкспертРУ

Пока эталонные сорта нефти на фьючерсных биржах тестируют 12-летние минимумы, отдельные марки менее качественной и трудной для переработки сланцевой нефти преодолевают границы разумного.

Стоимость добываемой в Северной Дакоте сланцевой нефти сорта North Dakota Sour упала ниже нуля, сообщает Finanz со ссылкой на Bloomberg. Один из нефтепереработчиков - принадлежащая миллиардерам Чарлзу и Дэвиду Кохам Flint Hills Resources LLC - установила отрицательные закупочные цены на этот высокосернистый сорт.

Согласно прайс-листу, опубликованному компанией в пятницу, она согласна взять на переработку богатый серой сорт лишь в том случае, если продавец доплатит 50 центов за каждый баррель.

В начале 2015 года за баррель нефти North Dakota Sour давали $13,5, а в январе 2014 года цена этой нефти составляла $47,6/барр. Нефтяной бум в в наименее посещаемом штате Северная Дакота происходил в 2012-2013 годах. Так, город Ватфорд-сити переживал в 2012 году взрывной рост. Добыча производилась на крупнейшем сланцевом месторождении нефти и газа "Баккен", где Exxon Mobile Corp, Continental Resources Inc и другие компании применяли методы бурения при помощи гидроразрыва пласта. За счет этой технологии добыча нефти в Северной Дакоте увеличилась в шесть раз, и штат встал вровень по этому показателю с такой страной-членом ОПЕК как Катар. Однако добыча этой нефти крайне энернгозатратна.

Отрицательные закупочные цены, несомненно, новая веха в истории американской сланцевой революции, говорит президент Lipow Oil Associates LLC в Хьюстоне Анди Липоу. «Требование приплачивать покупателям за реализацию нефти станет для производителей мощным толчком к закрытию скважин», - констатирует Липоу.

По данным Baker Hughes, число буровых на основных сланцевых месторождениях за последний год сократилось почти в три раза. Добыча нефти в США, по данным Минэнерго, снизилась по сравнению с июньским пиком на 0,4 млн баррелей в день - до 9,2 млн баррелей.

Накануне американский эталонный сорт WTI падал на Нью-Йоркской бирже NYMEX до минимальных с ноября 2003 года 28,36 доллара за баррель. С начала года котировки скинули 23%, с лета 2014 года - рухнули почти в 4 раза.

Между тем менее качественные сланцевые сорта, на которые приходится около 45% всего добываемого в США «черного золота», уже стоят значительно меньше.

expert.ru