А есть ли сланцевый газ в недрах осадочных бассейнах России?

…Глина сначала рождает дочь - нефть, а та позже и внука - сланцевый газ

Автора уже много лет (после 2010г) утомляют многочисленные статьи о сланцевом газе (СлГ) в недрах России, которые содержат и оценки его ресурсов, по-видимому «среднепотолочные»… Можно понять такие страны, как США, Китай, Аргентину и др., которые исчерпали начальные запасы и прогнозные ресурсы обычного=традиционного свободного газа (СГ) в нормальных газосодержащих скоплениях (типа Г, ГК, ГКН, НГ и др.) или недра которых были изначально обеднены газом и они вынуждены изучать, разведывать и осваивать источники нетрадиционного газа «плотного» - в плотных низкопроницаемых «бывших» коллекторах (с проницаемостью менее 0,1 мД), угольного - в угленосных толщах и собственно в углях, сланцевого, газогидратного (ПГ, УС, СлГ, ГГ), а надо ли России – великой газовой державе – масштабно изучать и осваивать нетрадиционные ресурсы газа (НТРГ) уже сейчас и/или в ближайшем будущем (до 2030г.). По – видимому, надо, однако только с дальним прицелом, на перспективу после 2040 г., и прежде всего, газ в плотных низкопроницаемых коллекторах..

В пределах Северной Евразии (СЕА) – суша России и окружающие арктические, дальневосточные и внутренние моря известно 30 осадочных бассейнов (ОБ) суббассейнов, из них 12- крупные и крупнейшие (мегабассейны – Западно-Сибирский, Восточно-Сибирский, Баренцево-Карский шельфовый), к ним приурочены одноименные нефтегазоносные/газоносные мегапровинции, провинции и области. По начальным и текущим запасам, начальным и прогнозным ресурсам традиционного СГ Россия – мировой лидер. Структура начальных потенциальных традиционных ресурсов СГ, находящихся в ее недрах в виде скоплений, такова (на 01.01.2019г.):

Начальные запасы Ресурсы

*официальная/авторская и корпоративная оценки

Не вдаваясь в полемику о величине ресурсов СГ необходимо подчеркнуть одно: даже по самым «трезвым» оценкам реальная величина неоткрытых ресурсов газа в залежах превышает 100 трлн м³ и Россия уже сейчас может добывать не 725 млрд м³ (национальная добыча в 2018г.), а значительно больше 900/950/100 млрд м³ и рост его добычи может произойти быстро и беспроблемно, была бы благоприятной коньюктура на мировом и региональных газовых рынках (Западной+Центральной Европы, АТР и др.).

При внутреннем (национальном) потреблении в 460-500 млрд м³ (до 2030 г и далее) все «излишки» добытого газа могут направляться на экспорт – в западном и восточном геостратегических направлениях. Например, в 2018 г. такое «превышение» составило более 250 млрд м³. С открытием «второго» газового фронта на Дальнем Востоке (Китай, обе Кореи, Япония) в 2020-2021 г.г. экспорт газа из России за короткий период быстро перевалит за 300 млрд м³ и США будут «отдыхать» со своим сжиженным природным газом, в основном - сланцевым, поскольку экспорт в ближайшее десятилетие газа из США навряд ли достигнет отметки в 100 млрд м³ (в натуральном, физическом состоянии) слишком велики внутренние потребности в газе…, даже с учетом экспорта из Канады. Но вернемся к сланцевому газу России.

Автор уже много десятилетий изучает в плане решения проблем онтогенеза нефти и газа в осадочных толщах классические битумогенерирующие («нефтематеринские») толщи ОБ России: баженовскую свиту (БС, волжский ярус) Западной Сибири, доманиковую (верхний девон) Волго-Уральской провинции, в меньшей степени куонамскую свиту востока Восточной Сибири (кембрий) и кумскую свиту Восточно-Предкавказья (кайнозой). Результаты исследований опубликованы [1-9]. Вместе с коллегами из ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - В.А. Кузьминовым, В.А. Истоминым, Е.В. Перловой, Л.С. Салиной, В.С. Якушевым с конца 80х гг прошлого столетия изучались также все виды нетрадиционных ресурсов газа. Вне всяких сомнений недра ряда ОБ России обогащены сланцевой нефтью (СН) ресурсы которой оцениваются только по Западной Сибири в интервале10-20 млрд т (но запасы обычной баженовской нефти пока меньше 1 млрд т) при добыче в последние годы на уровне 700-750 тыс т/год в центральных областях ЗСМП (ХМАО), которая никак не перевалит рубеж в 1 млн т, по ряду причин. Но пока это добыча обычной нефти из необычного коллектора – трещиноватого в объеме высокобитуминозных пород БС, производство собственно СН пока отсутствует. Кстати, по оценке автора НПР традиционной нефти в объеме БС и ее аналогов в Западной Сибири составляют 2,5-3,0 млрд т и эта величина должна рассматриваться вместе с ресурсами СН. По оценкам ряда исследователей в области разведки и добычи к 2040г. производство баженовской нефти может составить 35-50 млн т, а к 2050г -80-100 млн т, и благодаря существующим и будущим новейших технологиям извлечения «нефтебитумоидов=битумонефти» из пород БС. Последние цифры – сверхоптимистичны, хотя и реальны, исходя из огромной массы органических нефтеподобных веществ, рассеянных в объеме БС на площади 250-300 тыс км² (в центральных районах ЗСМП). Кстати, в США добывают не вполне «сланцевую нефть [2], а скорее комбинированную по генезису и условиям залегания. Настоящая классическая СН известна только в России, а именно, в баженовской свите центрально-западных районов ЗСМП (Салымского, Красноленинского, Приобского и др.) [2,10,11 и др.]. Итак, по порядку. Начнем с «мифов».

Мифы о сланцевом газе России

Такая уж наука – нефтегазовая геология (НГГ). В ней хватает «научных мифов» по всем ее направлениям, начиная с генезиса нефти и газа и по проблеме СлГ - тоже.

• Миф первый: о широком распространении СлГ в недрах осадочных бассейнов СЕА[12]

• Миф второй: о значительных ресурсах СлГ в недрах России.

• Миф третий: о возможной добыче СлГ в обозримом будущем в коммерческих объемах. Его критика содержится в ряде работ [2,13 и др.].

Рассмотрим генетические условия, благоприятствующие образованию обширных по площади и геологическим «ресурсам» газосланцевых полей в СЕА.

Повсюдность, повсеместная распространенность различных газов, в т.ч. УВГ, и нефтеподобных веществ различной плотности, геохимического типа, генезиса и уровня зрелости в земной коре очевидны [2]. От её поверхности (болота, реки, озера, моря, от твердой поверхности седиментационного бассейнов) до очень больших глубин (7-9 и более км) во всех органо-флюидо-минеральных системах распространены органические подвижные и неподвижные соединения (ОПС) в рассеянном и концентрированном видах (залежи УВ, угля, горючих и более редких - углистых сланцев, кроме красноцветных пород, в которых газ и нефть исчезают быстро в масштабах геологического времени – окисляются.

Сланцевые УВ – не вполне корректный термин, хотя вмещающие глинисто-кремнисто-карбонатные непроницаемые породы в ряде случаев могут быть обогащены органикой, достигать кондиций горючих/битуминозных сланцев (при содержании сапропелевого органического вещества РОВ от 12-15 до 22-25, и даже 30% в отдельных прослоях).

По объему проводимых научных, экспериментальных, технико-технологических исследований, современной промышленной значимости в ряде стран, и числу публикаций, СлГ лидирует среди других «традиционных» газов [12,14 и мн.др.], несмотря на то, что он является генетическим «наследником» СН (нефтебитумоидов) в объеме продуцирующих толщ морского и озерного генезиса. Дело в том, что во многих осадочных бассейнах и в мире в целом СлГ распространен намного шире геологически и географически, чем СН.

Сопоставление генетически различных видов нетрадиционного газа в высокопреобразованных терригенных, в т.ч. угленосных толщах (при R⁰ более 1,2%) показано на рисунке 1.

Онтогенетические типы нетрадиционных ресурсов

Рисунок 1- Виды нетрадиционных источников получения/ресурсов природного газа (по фазовому состоянию и генезису/онтогенезу)

Таким образом, УВГ, прежде всего метан, генерационно «повсюден», нефть катагенетически и пространственно ограничена «нефтяным окном», как в концентрированном виде (залежи в породах-коллекторах), так и в рассеянном (нефтебитумоиды=битумонефть и сланцевая нефть в особо благоприятных геотермо-геохимических, т.е. генерационных условиях).

Опыт исследования онтогенетических процессов в земных недрах разновозрастных ОБ мира показывает всю специфику формирования нефте- и газосланцевых полей в зависимости от генерационно-эмиграционно-эволюционных условий внутри глинисто-сапропелевых толщ/генераторов при их прогрессивном погружении на средние и большие глубины во все более жесткие термокатагенетические условия [2,6,8,15,16].

Подробно вопросы онтогенеза нефти и газа в разнообразных геологических, геохронотермобарических и геохимических условиях рассмотрены в работах автора [3,4,6,9 др.].

Расчеты и выводы автора о газо- и битумогенерации в породах различного типа и возраста, содержащих гумусовое органическое вещество – рассеянное (РОВ), полуконцентрированное (углистые сланцы) и концентрированное (угли с содержанием органического углерода – Сорг – более 50% масс), сапропеловые РОВ и ПКОВ и смешанное –гумусово-сапропелевое– типа ГС/СГ, в т.ч. с теми или иными примесями лейптинитовой компоненты (природных смол, пыльцы, воска и др.) приведены в работах [2,3,6 и др.]. На рисунке 2 показаны авторские расчеты величин генерации УВГ и битумоидов в диапазоне зрелого и позднего катагенеза по олеумной шкале (при R⁰ от 0.85 до 3.40%), там же приведены и катагенетические диапазоны образования СН и СлГ в глинистых толщах морского и озерного генезиса с существенно сапропелевым ОВ.

Рисунок 2 - Генерация УВГ и битумоидов в диапазоне «зрелого» и позднего катагенеза ОВ (м³, % массы на 1 т)

Показательно, что на стадии жирно-коксовых углей (градации МК³₃/ МК₄) ОВ всех типов быстро переключается на газогенерацию (при R⁰ 1.20-1.25%) при этом, в обычных коллекторах нефтяная фаза (в виде скоплений -залежей), исчезает в диапазоне 1,30-1,35% [6,15,16], однако сохраняется в объеме БС (до уровня 1,40%). Уже к стадии тощих углей (R⁰=2.00%) сапропелевое ОВ значительно перегоняет гумусовое по объемам генерации УВГ (соответственно 500 и 320 м³ на одну тонну «остаточного ОВ», на данной стадии). Именно на этом было основано положение о главной фазе газообразования (С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина и др.), которая однако относится только к сапропелевой органике (вторичное по генезису газонакопление в коллекторах).

Для формирования УВС обычных нефти и газа в традиционных коллекторах должны быть условия для реализации всех звеньев онтогенетической цепи процессов и явлений в недрах:

- генерация (Г) – эмиграция (Эм) (первичная миграция из пород генераторов в коллекторской толщи) – вторичная миграция (по проницаемым породам) уже настоящих, фазообособленных нефти и газа – аккумуляция+консервация –эволюция УВС в ловушках – разрушение (частичное/полное) залежей… Так вот, СН и СлГ – неэмигрировавшие формы (компоненты) ОПС, генерированных внутри материнских пород – толщ-генераторов [2]. Именно плохие условия эмиграции или её отсутствие и задерживают большую часть объема/массы ОПС внутри материнских пластов (глин, углей, глинистых известняков, полиминеральных комплексов пород типа баженовской свиты Западной Сибири).

От эффективности и масштабов сопряженных в пространстве и времени генерационных и эмиграционных процессов зависят массы и объемы ОПС, остающихся в неассоциированном состоянии в объеме пластов-генераторов и составляющих так называемую “сланцевую нефть” (СН), а точнее и корректнее – нефтебитумоиды (НБ) = битумонефть (БН) и сланцевый газ (СлГ), последовательно сменяющие друг друга в диапазоне мезокатагенеза МК₂-МК₃ (при R⁰ 0,65-1,25%). При этом, в развертке онтогенеза УВ “сланцевая нефть” – это, по сути, переходная субстанция – нефтебитумоид (битумонефть). И чем больше было изначальное содержание сапропелевого ОВ, “благороднее” его состав, изолированнее внутренние зоны от коллекторских горизонтов (первичных коллекторов-песчаников и др.), тем больше СН будет находиться внутри глинисто-сланцевой толщи (по абсолютной массе и в долевой части от массы генерации), то же относится и к СлГ.

Из пласта нефтематеринских глин (аргиллитов) мощностью, например, 100 м эмиграция наиболее подвижных компонентов битумоидов в чувствительных масштабах будет происходить из 10-15-метровых зон, прилегающих к перекрывающему и подстилающему коллекторским горизонтам (безразломный вариант), центральные же зоны пласта мощностью 70-80 м будут затронуты эмиграцией крайне слабо. В газоматеринском пласте (РОВ) аналогичной мощности вынос УВГ и части битумоидов в газорастворенном состоянии (в диапазоне “нефтяного окна” для гумусового ОВ) будет реализоваться достаточно активно и относительно полно даже для центральных зон, удаленных от кровли ближайшего коллектора на 30-40 м. Однако и в нефтематеринском пласте в середине и конце мезокатагенеза (МК₃-МК₄) вместе с постепенной сменой вида эмиграции нефтеподобных веществ (свободной фазообособленной на газорастворенную), увеличиваются ее относительные масштабы и расстояния, т.е. “отдающая мощность” материнской породы.

Таким образом, в диапазоне “нефтяного окна” (R^о от 0,45-0,55 до 1,20-1,35%) при масштабной генерации битумоидов в глинистых породах со средним и высоким содержанием РОВ существенно сапропелевого типа (от 2-3% до 10% и более) в относительно мощных пластах не вся масса битумоидов проходит “очистительный этап первичной миграции”, превращаясь в миграционно-способную нефть на границе пластов коллектор/покрышка=генератор. Остаточная/неэмигрировавшая нефть (ее часть в виде паравтохтонных битумоидов) и образует т.н. “сланцевую нефть”, которая впоследствии и трансформируется в сланцевый газ. Таким образом, СлГ – вторично-сапропелевый газ, объемно рассеянный в генерирующей непроницаемый толще аргиллитоподобных плотных глин и глинисто-кремнисто-карбонатных пород.

Как показывает мировой опыт, для образования газосланцевых полей (СлГ) необходимы более жесткие онтогенетические условия, чем для образования СН, а именно, уровень катагенеза сапропелевого/гумусово-сапропелевого ОВ должен соответствовать переходу к началу градации МК₄ (R⁰ 1,20-1,25 %, не менее), суммарная толщина глинистого пласта 40-50 м и более при разном текущем содержании Сорг, но не менее 3 % даже в апокатагенезе (R⁰>2,0 %, а в середине и конце мезокатагенеза – не менее 5 %), минимальная площадная дизъюнктивная нарушенность толщи-генератора.

В конечном итоге для формирования эффективных нефтесланцевых полей необходимы:

- достаточно большие мощности глинисто-битуминозных “сланцев” (не менее 20м);

- мощная битумогенерация в диапазоне катагенеза ОВ от 0,6 до 1,1 %, R^о;

- минимальные масштабы, а лучше отсутствие эмиграции, в т.ч. по разломам.

Для формирования газосланцевых полей максимально благоприятны:

- масштабная вторичная термодеструкционная газогенерация (R⁰>1,2%);

- достаточно большие общие мощности пластов-генераторов, а также изолирующих глин на границе с коллектором (чем больше, тем лучше, но не менее 20-30 м);

- при любой мощности генерирующей толщи-невысокая дизъюнктивная нарушенность “генерационной системы” (малое развитие – низкая площадная “плотность" средне- и особенно высокоамплитудных –дегазирующих недра разломов).

Чем выше степень нарушенности генерационно-эмиграционных систем сапропелево-сланцевых толщ на всех этапах их развития в недрах, тем меньше при прочих равных условиях остается внутри них нефтебитумоидов и СлГ.

Главные отличия традиционных и нетрадиционных ресурсов газа и нефти (ТРГН и НТРГН) – в степени концентрации УВ, зависящей от реализации эмиграционного и миграционного потенциалов. Скопления обычных (=нормальных) газа и нефти проходят длительные этапы миграционных перемещений, аккумуляции + консервации, наконец, эволюции их скоплений внутри ловушек [6,9]. Рассеянные формы УВ “избежали” этапов первичной миграции и “эволюционировали” внутри породных систем материнских толщ – генераторов.

Две формы нетрадиционного газа – сланцевый и “плотный” (СлГ и ПГ) – своеобразные генетические антиподы:

• первый происходит из битумоидов внутри высокопреобразованных глинистых толщ (“сланцев”) с существенно сапропелевым РОВ/ПКОВ,
• второй – в результате нисходящей (с погружением) эволюции газовых (газоконденсатных) скоплений в коллекторах, которые теряют проницаемость при уплотнении.

Генетически и часто пространственно они “соприкасаются” в конце мезокатагенеза (при R⁰ 1.3-2.0%) в терригенных породах, когда классические коллектора теряют свою проницаемость, и наоборот, в глинисто-сапропелевых толщах начинает образовываться порово-трещинная система “эволюционно-генерационного” типа (БС Западной Сибири и др.).

Эволюционное развитие различных видов скоплений газа в терригенных толщах показано на рисунке 3.

Рисунок 3 – Эволюция формирования скоплений сланцевого газа в сравнении с эволюционным развитием залежей газа в плотных низкопроницаемых коллекторах при погружении в жесткие термоглубинные и катагенетические условия

Сопоставление различных видов нетрадиционного газа в высокопреобразованных терригенных, в т.ч. угленосных толщах (при R⁰ более 1,2%) показано на рисунке 4.

Рисунок 4- Формы / виды нетрадиционного газа в терригенных песчано-глинистых толщах, в т.ч. угленосных, сланцевых и др.

По данным экспертов ВНИГРИ (О.М. Прищепа и др., 2013) оптимальные параметры пород для формирования газосланцевых полей таковы:

- содержание Сорг более 1 %;

- ОВ сапропелевого типа (II);

- “газовое окно”, R⁰ более 1,4 %;

- содержание кремния в породе более 30% и немного карбоната;

- пористость 4-7 %, проницаемость менее 0,1 мД;

- мощность кремнисто-глинистой породы более 45 м (для БС крайне редкое явление…);

- зоны и участки вдали от разломов и осложнений.

Кстати, геолого-отногенетические «необходимости» для формирования нефтебитумоидных зон в БС Западной Сибири с отдающими коллекторами были определены автором вместе с В.И. Ермолаевым и С.Г. Красновым еще в 1978-1986 г.г. [3,5,8 и др.].

По отношению к формированию газосланцевых полей точка зрения автора настоящей работы близка к вышеуказанной, кроме величин содержания Сорг и уровня катагенеза - R⁰=1,4 % (должны быть соответственно более 3-4 % и не менее 1,25 %),а 1 % - слишком малое содержание РОВ и кроме того, необязательности мощности БС - 45м. Достаточно и 25-30м.

В пределах ЗСМП в кровле юры жесткие условия катагенеза (МК₄ - МК₅), как это установлено в работах [3,7], развиты на ~10 % площади (на западе Салымского, на востоке Красноленинского НГР, в отдельных высокопрогретых зонах впадин и прогибов северной половины НПТР, в Харасавэйской зоне на суше и в Южно-Карской области в пределах Приямальского шельфа. Однако даже в Салымском НГР ни в одной из скважин притоков свободного газа из интервала БС не получено (средняя по плотности или легкая нефть+растворенный газ), т.е. даже в зонах, где катагенез очень высокий (МК₃¹-МК₄) БС еще “не дозрела” до масштабной трансформации битумоидов и СН в СлГ.

Очаги (участки) СлГ в баженовской свите возможны только в высокопрогретых зонах (125-140 С и более), где битумоиды и микронефть начинают трансформироваться в смесь УВГ. Они вероятны на западе Салымской и на востоке – Красноленинской зон, где зафиксированы термоаномалии. Диапазон опубликованных оценок ресурсов по Западной Сибири очень значительный. Отметим, что ресурсы СлГ здесь вряд ли могут быть значительными. Этому находится весьма простое объяснение: главная формация для сланцевых – баженовская свита на большей части территории мегапровинции катагенетически преобразована до градаций МК₁, МК₂-начало МК₃, т.е. она еще «не переключилась» на масштабную вторичную генерацию газа. Из трех зон термоаномалий: Салымской, Восточно-Красноленинской и Харасавэй-Крузенштерновской (величина ПОВ – более 1,20 % R⁰) только на западе Салымского района на отдельных участках в условиях СТ от 125 до 140 С (R⁰ до 1,3-1,4 %) существуют условия для формирования внутри свиты скоплений СлГ, однако здесь получены притоки конденсатоподобной высокогазонасыщенной нефти, полной термодеградации (распаду) которой препятствует АВПД (во флюидальной трещинно-поровой системе). Возможно, большая часть газа эмигрировала в верхнее и нижнее полупространство (при мощности покрышек над-/и под БС – 10-15 м) даже при отсутствии малоамплитудных разломов.

Говорить что-либо о ресурсах СН в породах верхней юры-низов неокома в Южно-Карской области (шельф) мало того, что преждевременно, но с генетических позиций и не вполне корректно, в связи с малым содержанием РОВ (менее 3 %) и его смешанным составом. На северо-западе ЗСМП также невелика вероятность развития газосланцевых полей в интервале БС, представленной серыми глинами малой мощности (8-12м).

Вместе с тем, в одной из скважин Харасавэйской площади при опробовании интервала БС был получен приток газа с конденсатом, однако никто никаких комментариев по этому поводу не приводил, имея в виду, что в среднеюрских гор. Ю₂ и Ю₃ этого месторождения развиты ГК – залежи с аномальностью (превышением) пластового давления до 2,00-2,03 и не исключен прорыв газа снизу вверх по колонне. Вместе с тем, интервал, в котором залегает аналог БС, отделен от гор. Ю₂ мощной толщей сероцветных глин абалакской свиты (60 м), а геотермические условия “разрешают” образование СлГ в прослоях пород, обогащенных РОВ (2-3 % и более). Такие прослои есть и в толще средней юры, и в интервале БС.

В будущем, возможно, станут актуальными изучение и поиски СлГ внутри достаточно мощных глинистых пластов средней и нижней юры (до 40-70 м и более каждый) на севере мегапровинции, ОВ в которых высоко преобразовано, в часности в Южно-Карской области (до градаций катагенеза МК₄-МК₅ и выше)[4].

В таблице 1 приведены результаты оценки вероятностей формирования сланцевых УВ в породах осадочного чехла ЗСМП.

Таблица 1 – Экспертная оценка вероятностей формирования и распространения ареалов сланцевых углеводородов в разновозрастных толщах различных областей Западной Сибири

Таким образом, главенствующая роль БС для оценки и промышленного освоения как скоплений обычной нефти в необычном коллекторе (традиционных запасов и ресурсов нефти), так и СН в Западной Сибири остается незыблемой, чего не скажешь о сланцевом газе [2].

Крайне противоречивы оценки извлекаемых ресурсов СлГ по бассейнам России.

За пределами ЗСМП в других осадочных бассейнах СЕА для формирования газосланцевых полей условия еще менее благоприятные, во всяком случае – неопределенные (по состоянию на данный момент), вследствие этого достоверность оценок ресурсов СлГ для России невелика, намного ниже оценок, даваемых по СН [1,2].

На территории России второй по значимости битумогенерирующей (нефтематеринской) формацией морского генезиса является толща доманика Волго-Уральской провинции (ВУНГП) позднедевонско-раннекаменноугольного возраста (Д₃fr-С₁t), сложенная чередованием карбонатных и глинисто-кремнистых пород с редкими прослоями терригенных песчано-глинистых образований.

Породы формации на юге провинции имеют непостоянную мощность (10-90 м), залегают на глубинах 2-3 км и вмещают сапропелевое (редко смешанное) РОВ в объемах от 2-5 до 20 % на породу. Многими исследователями доманикиты рассматриваются в качестве аналога формации Игл-Форд (США), из пород которой ведется масштабная промышленная добыча СН.

Вместе с тем, перспективы формирования газосланцевых полей в пределах ВУНГП оцениваются, как минимальные, в Прикаспийской впадины – неопределенные. То же относится и к аналогам куонамской свиты в Лено –Вилюйской впадине. В Предкавказье – аналогичная картина.

В работах автора и др. [1,2,6] было показано, что классический СлГ – вторичный по происхождению. Он образуется в высокоуглеродистых глинистых (глинисто-карбонатных) битумогенерирующих, изначально «нефтематеринских» толщах типа баженовской свиты Западной Сибири на высоких стадиях катагенеза (МК₄-АК₁),соответствующих по углемарочной шкале коксовым, отощенно-спекающимися и тощим углям, вплоть до полуантрацитов (при R⁰ от 1.35-1.40 до 2,6-2,8%- по показателю отражению витринита – индикатору катагенеза), когда материнские породы переключаются на газогенерацию за счет продолжающейся термодеструкции сапропелевого ОВ и ранее генерированых рассеянных битумоидов (битумонефти= СН), т.е. имеет место генетическая связь СН/СлГ. Все классические нефтематеринские свиты СЕА: баженовская, доманиковая, кумская, куонамская – погружены на малые и средие глубины (1,0-3,5 км) и не вышли из диапазона «нефтяного окна» - они «незрелые» по отношению к газогенерации, но образование СН в них происходило и они содержат достоверные ресурсы битумонефти в рассеянном и микроконцентрированном состоянии (на участках развития трещинноватости), в них содержится жирный газ в растворенном в СН состоянии, но крайне мало – первые м³ в 1 м³/породы, при содержании СН до 50-70 л/м³ (значительная часть газа уже эмигрировала)

Газосланцевые поля могут быть связаны с глубокопогруженными отложениями средней и нижней юры (4-5 км и более) в Западном Предкавказье, однако жесткие термоглубинные условия их залегания затрудняют изучение возможностей формирования СлГ на Северном Кавказе, в т.ч. и с экономической точки зрения их поисков и освоения возможных зон его локализации.

Диапазоны оценок ресурсов СлГ России весьма широк 8-20 трлн м³. Отметим следующее. Оценки геологических и особенно извлекаемых ресурсов сланцевых УВ, сделанные в последнее десятилетие (2009-2018 гг.) по ОБ России, в т.ч. неспециалистами в области ресурсологии, мало знакомыми с объектами в Западной Сибири, Волго-Уральской провинции, Предкавказье [17-20 др.], весьма недостоверны и тем более мало доверительны, они далеки от истины: это просто “дань сиюминутной моде” и стремление “застолбиться”, чтобы потом в последующих публикациях другие исследователи вынуждены были ссылаться на эти оценки. Многие авторы “научно-популярных” статей и даже монографий, не зная толком, как корректно оценивать потенциальные ресурсы нефти и газа даже традиционные, с легкостью берутся судить о величинах НТРГ и Н, в т.ч. таких сложных их видов, как СН и особенно СлГ в недрах России. Чего стоят такие оценки? То же относится и к умозаключениям о нетрадиционных ресурсах УВ осадочных бассейнов Северной Евразии ряда зарубежных авторов которых не знают фактуры и сами ничего не считали (самое большее, экспертно “прикидывали”) и ссылаются, а часто и не ссылаются на российские источники.

Положение со СлГ в мире таково. Оценка ресурсов СлГ десяти наиболее богатых газом стран и мира в целом приведена в таблице 2 . При расчетах использовался средний Кизвл. – 0,25, хотя реально он может быть существенно меньшим – до 0,10-0,15. Таким образом, мировые извлекаемые ресурсы СГ оценивались в 2014 г. в 207-221 трлн м3. Эта величина существенно меньше оценок НПР обычного (=традиционного) природного газа последних лет – 703-720 трлн м³ [14].

Таблица 2 – Страны, обладающие наибольшими технически извлекаемыми ресурсами газа из сланцевых формаций (по данным на 01.01.2014)

Усредненные данные о параметрах ТОП-10 лучших систем газоносных сланцев США и Канады таковы:

• Глубина современная средняя 1,2-2,7 км, редко до 4,0-4,1 км.

• Мощность: от 60-70 до 300 м при эффективной газонасыщенной – от 50 до 90%.

• Содержание РОВ,% 2,0-5,3 (до 10-12)

• Уровень катагенеза ОВ

R⁰ от 1.3-1.6 до 2.0-4.0% и выше (угли марок К, ОС, Т, ПА) – «газовое окно» для всех типов ОВ).

• Содержание газа 1,7-10,0 м³/т (в т.ч. СГ 50-55%).

Для примера приведены параметры сланцев марцеллус (США):

Этот газ по сути, остаточный, неэмигрировавший. При мощности более 100 м глин содержание СГ превышало бы 6-7 м³/т.

Как видно, для формирования газосланцевых полей в большинстве ОБ Северной Америки условия весьма благоприятные, в отличие, например, от России. По отношению к традиционному газу - картина зеркально противоположная.

В силу генетически обусловленной повсюдности природного газа условия для формирования газосланцевых полей выполняются для многих осадочных бассейнов всех континентов Земли.

Страны-лидеры по нетрадиционным ресурсам газа таковы:

Газ в плотных коллекторах – Россия, США, Китай, Канада;

УГ – Китай, США, Россия, Австралия;

СлГ – Китай, Аргентина, Алжир, США;

ГГ - Россия, Япония, Канада.

Четыре страны лидируют в мире по величине оценок всех видов НТР (ГиН): Россия, США, Китай, Аргентина.

Осадочные бассейны, наиболее обогащенные ресурсами сланцевого газа: Предаппалачский, Уиллистон (США), Неукен (Аргентина), Сычуань (КНР); сланцевой нефти: Западно-Сибирский, Уиллистон, Неукен.

Абсолютным монополистом-рекордсменом по промышленной добыче СлГ являются США: в 2014 г. в этой стране было добыто 377,8 млрд м³ такого газа, а в 2018г уже более 500 (!) То же относится и к сланцевой нефти (195,5/230 млн т). При общей добыче газа за 2019 г – более 800 млрд м³ до 70% приходилось на СлГ. Все это происходит «не от хорошей жизни»: просто запасы и ресурсы нормального газа практически исчерпаны

Три главных условия формирования сколько-нибудь ощутимых «скоплений» СлГ: развитие морских глин с высоким содержанием высокопреобразованной сапропелевой органики большой мощности (не менее 40-50м) ненарушенных разломами (отсутствие разломов амплитудой более 10-15 м). Эти условия не выполняются ни в одном из ОБ России, по крайней мере, до глубин 4,5-5,0 км, на которых эксплуатация СлГ в обозримом будущем нереальна, как впрочем, и обычных скоплений традиционного газа, по крайней мере, в терригенных коллекторах (из карбонатов – может быть…).

Таким образом, «большого» СГ в недрах России нет по генетическим причинам извлекаемые часто экспертно «рассеянные» ресурсы оцениваются в 3-4 трлн м³, но конкретно, к каким толщам они приурочены, остается для автора загадкой, в отличии от реальной СН, ресурсы которой можно подсчитать (они и подсчитаны в работах [1,2 ]), а добыча пусть маломасштабная (менее 1 млн т/год) уже производиться в центрально-восточных районах ЗСМП (Салымском, Красноленинском и др.). Таким образом, приводимая оценка «НПР» СлГ в ряде публикаций – 9-10 трлн м³, обладает невысокой достоверностью.

Генеральный вывод из проведенных исследований – ответ на поставленный в работе вопрос: в объеме ОБ России генерационно-консервационные условия, необходимые для формирования обширных по площади протяженных газосланцевых полей отсутствуют (локально есть..,) но объемно-массовые «геологические» ресурсы СлГ в них незначительны, извлекаемые – остаются неопределёнными, во всяком случае, вряд ли превышают 4-5 трлн м³ и не менее, чем в 4 раза меньше реальных ресурсов сланцевой нефти (при номинальном отношении 1000 м³=1т).

Напоследок добавим следующее. По итогом заседания Совета Директоров ПАО «Газпром» 18 ноября 2019г. высказано консолидированное мнение, что Компания считает нецелесообразным для себя добычу сланцевого газа в долгосрочной перспективе…(РИА Новости 19.11.2019г.). Также выводы присутствуют и в работах [1,13 и др.].

Редкое единодушие науки и руководства, особенно по сложнейшим проблемам, в частности, сланцевого газа России.

Литература

1. Афанасенков А.П. Сланцевая нефть России: от мифов к реальности/ А.П. Афанасенков, В.И. Пырьев, В.А. Скоробогатов - НТ. Сборник «Вести газовой науки». «Газпром ВНИИГАЗ». - 2016. - №1. - С. 87-101

2. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти. / В.Л.Гулев, Н.А.Гафаров, В.И. Высоцкий и др. - М.: ООО “Издательский дом Недра”. - 2014. - 284 с.

3. Ермаков В.И. Тепловое поле и нефтегазоносность молодых плит СССР. / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра. - 1986. - 221 с.

4. Скоробогатов В.А. Изучение и освоение углеводородного потенциала недр Западно-Сибирского осадочного мегабассейна: итоги и перспективы / В.А.Скоробогатов // Вести газовой науки. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». № 3(19), 2014. С. 8-26.

5. Скоробогатов В.А. Некоторые критерии перспектив нефтеносности баженовской свиты Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, С.Г. Краснов // Геология нефти и газа. - 1984. - № 3. - С.15-19.

6. Скоробогатов В.А. Термобарогеохимическая эволюция скоплений углеводородов / В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. 1991. № 8. с.23-29.

7. Скоробогатов В.А. Условия нефтенакопления в Красноленинской зоне (Западная Сибирь) / В.А.Скоробогатов // Советская геология. 1984. № 9. С.3-13.

8. Скоробогатов В.А. Условия формирования углеводородных скоплений в верхнеюрских отложениях центральных и северных районов Западной Сибири / В.А.Скоробогатов // Геология нефти и газа. 1980 № 11. - С.25-32.

9. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири. / Л.В.Строганов, В.А.Скоробогатов. - М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”. 2004. -414 с.

10. Билибин С.И. К оценке запасов и ресурсов сланцевой нефти / С.И.Билибин, Г.А.Калмыков, Н.С. Балушкина и др. //Недропользование XXI век. - №1. Февраль 2015. - С.34-45.

11. Брехунцов А.М. Нефти битуминозно-кремнисто-глинистых и карбонатно-кремнисто-глинистых пород /А.М.Брехунцов, И.И.Нестеров // Горные ведомости. 2011. №6. С.30-61.

12. Жарков А.М. Оценка потенциала углеводородов/Жарков А.М.// Минеральные ресурсы России Экономика и управление.2011№3 С.16-21.

13. Данилова Е.М. О перспективах газовой сланцевой революции в России /Данилова Е.М., Попова М.Н., Хитров А.М. //Недропользование XXI век. -август 2019. С.144-148

14. Высоцкий В.И. Нефтегазовая промышленность мира (информационно аналитический обзор)/Высоцкий В.И. //М.ВНИИЗарубежгеология, 2017. С.59.

15. Тиссо Б. Образование и распространение нефти. / Б.Тиссо, Д.Вельте //Перевод с англ. // М.: Мир. 1981. - с. 501.

16. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа //Перевод с англ.// М.: Мир. 1982. - 703 с.

17. Лимбергер Ю. Загадки баженовской свиты. Остались на Земле гигантские месторождение нефти?/ Ю. Лимбергер / Нефтегазовая вертикаль, №12,2017. С.70-73.

18. Немченко-Ровенская А.С. Баженовская свита и месторождения на больших глубинах - основной источник пополнения углеводородной базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции /А.С.Немченко-Ровенская, Т.Н.Немченко - август 2017. - С. 136-140.

19 Оганесян Л.В. Проблемы сланцевых углеводородов: за и против – Минеральные ресурсы России. Экономика и управление №3. 2016. С.24-27.

20 Цветков Л.Д. Сланцевая нефть России / Л.Д. Цветков, Н.Л. Цветкова// Вести газовой науки. - № 5 (16). - 2013. - С. 219-230.