Геологическая несостоятельность газосланцевого бума

УДК 662.67;522.521;622.411.33

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕСОСТОЯТЕЛЬНОСТЬ ГАЗОСЛАНЦЕВОГО БУМА

А.В.Кудельский

Установлена пространственная и структурно-геологическая связь так называемых газосланцевых месторождений США с нефтегазоносными бассейнами с высоким теплоэнергетическим потенциалом. С учетом очень низкого собственного (или миг-рантного?) газосодержания сланцев (от 1,2 до 10,5 м3/т) высокие извлекаемые запасы УВ-газов в местах их залегания связаны с "перехватом" субвертикальных газовых потоков из глубокопогруженных зон современного (или недавнего по геологической шкале времени) нефтегазообразования. Другими словами, мировой газосланцевый бум, спровоцированный средствами массовой информации США, не имеет под собой оснований, а высокий прирост газодобычи в этой стране в последние годы связан не с эксплуатацией так называемых месторождений сланцевого газа, а с освоением ранее законсервированных месторождений свободного газа (например, Вудфорд и др.) и/или перехватом газопотоков из глубокопогруженных зон современного нефтегазообразования и нефтегазовых месторождений нефтегазоносных бассейнов (Хайнесвилл и др.).

Ключевые слова: нефтегазоносные бассейны; газовые потоки; перехват газовых потоков; несостоятельность газосланцевой концепции.

Поскольку ресурсы нефти расходуются все убыстряющимися темпами, все интенсивнее становятся усилия по поиску ее возможных заменителей как энергетического сырья. Особую роль в этом отношении могут сыграть горючие (битуминозные) сланцы, которые с давних пор используются как для прямого получения тепловой энергии, так и продуктов, подобных нефтяным. В последнее время с горючими сланцами связываются определенные перспективы поисков, вскрытия и промышленной эксплуатации сланцевого УВ-газа, продуцируемого на современном геологическом этапе или ранее накопленного в пластовых условиях залегания горючих сланцев. Бум подобных геологических ожиданий спровоцирован впечатляющими успехами американских газодобывающих компаний в добыче так называемого сланцевого газа на месторождении Барнет и некоторых других месторождениях в пределах развития сланцевых толщ на Северо-Американском континенте. По данным обстоятельного специального обзора А.Е.Лукина [9-11], добыча природного

газа в США в 2008 г. неожиданно для международных экспертов возросла на 7,5 % (или 41,7 млрд м3), что связывается с освоением сланцевого газа [11], запасы которого оценены в 1 500 трлн м3. В 2015 г. планируется добывать около 180 млрд м3 сланцевого газа, к 2020 г. — 220 млрд м3, что составит половину всей добычи газа в США.

Все это, естественно, впечатляет, однако отсутствие достаточного объема официальной геологической информации по проблеме газоносности сланцевых формаций порождает недоверие и скептические оценки перспектив обнаружения и использования сланцевого газа как в США, так и в других странах. И это понятно, поскольку с геологических позиций необходима достоверная информация о глубинном строении районов распространения газосланцевых толщ, тепло-физических условиях и возрасте осадочных бассейнов, в разрезе которых находятся эти толщи, а также о времени и интенсивности возможных тектонических и тепловых активизаций бассейнов как в связи с масштабами газообразова-

ния, так и условиями сохранения УВ-газов при термодеструкции сланцевого керогена. Одно дело — молодые бассейны с активно протекающими процессами современного газообразования в результате термодеструкции рассеянного ОВ осадочных пород и керогена сланцев, другое — древние осадочные бассейны (например, Припятский), в которых тепловые процессы термодеструкции рассеянного ОВ и ОВ горючих сланцев завершились 200-300 млн лет назад, а скопления сланцевого газа за это же время успели рассеяться.

С геологических позиций не совсем понятный американский опыт добычи сланцевого газа привлек внимание геологических служб многих европейских стран (Германия, Польша, Украина и др.) с целью обнаружения сланцегазовых скоплений на своих территориях. Не осталась в стороне от решения этих проблем и геологическая служба Республики Беларусь, специалистами которой намечено несколько объектов для дополнительных исследований по проблеме сланцевого газа. Предваряя резуль-

тэты подобных исследований, автором настоящей статьи предпринята еще одна попытка уточнить (вслед за работами А.Е.Лукина [9-11] и др.) преимущественно геологические аспекты проблемы сланцевого газа и дать объективную экспертную оценку как вероятности существования подобных газов (в отличие от типичных УВ-газов нефтегазоносных бассейнов (НГБ), так и перспектив их обнаружения в разнотипных осадочных бассейнах. При этом, хотя автор статьи и отдает отчет в том, что так называемые газосланцевые толщи США по физико-химическим и минеральным свойствам существенно отличаются от слабоизмененных горючих сланцев типа кукерситов, сланцев Грин-Ри-вер и многих других, он тем не менее полагает, что решение поставленных задач уходит своими корнями именно в горючесланцевую проблематику.

Горючие сланцы. Существует множество определений понятия "горючий сланец" ([4, 7, 12] и др.). При этом отмечается, что термин "горючий сланец" хотя и не совсем корректен, но тем не менее наиболее употребителен по традиции. Столь же традиционен в англоязычной литературе термин "oil shale", хотя известно, что так именуемые сланцы почти не содержат сырой нефти, а могут выделять похожую на нефть вязкую жидкость (сланцевое масло) лишь при нагревании до 500 оС и выше. Литологически горючие сланцы представляют собой лишенную существенной микро- и макропористости осадочную породу, глинистую, известковистую, кремнистую, тонкослоистую, содержащую ОВ (кероген) от 10-15 до 60-80 %. Кероген состоит из полициклических подгрупп, связанных между собой алканами и изопреноидами с длинными цепями. В матрице керо-

гена, кроме того, содержится значительное количество захваченных конденсированных алканов и жирных кислот. Аналитические данные о керогене эоценовой свиты Грин-Ривер (США) представляются в виде эмпирической формулы

С215^330О12^5^.

Современное использование горючих сланцев ориентировано в основном на получение сланцевого масла. Метод промышленного получения сланцевого масла заключается в дроблении породы и ее нагревании до 500 оС или выше. При такой температуре ОВ разлагается (пиролизуется), образуя масляный пар, который после конденсации дает вязкое жидкое сланцевое масло, а также горючий газ и углистый остаток на частицах отработанной породы.

В естественном залегании горючие сланцы не газоносны и не нефтеносны.

В ходе промышленных экспериментов со сланцами Грин-Ривер установлено [12], что их плотность и пористость являются важнейшими характеристиками при прогнозировании выхода сланцевого масла:

Э = 144,39-56,055,

где Э — выход сланцевого масла, гал*/т; 5 — плотность сланцев, г/см3.

Принципиальное значение этих данных состоит в том, что максимальный выход сланцевого масла происходит в сланцах с плотностью от 1,7 (по данным комплексного каротажа скважин) до 2,0-2,4 г/см3, при плотности минеральной матрицы сланцев 2,55-2,60 г/см3 сланцевое масло в ней практически отсутствует. Примерно так же распределяется (относительно плотности сланцев) и ОВ, хотя при плотности минеральной матрицы > 2,55 г/см3 в ней может еще сохраняться опре-

деленное количество ОВ (по-видимому, первые проценты). От присутствия ОВ во многом зависят физические свойства горючих сланцев. Обогащенные ОВ горючие сланцы туги, упруги, не растрескиваются, а деформируются пластично. Бедные ОВ горючие образования приобретают сланцеватость, становятся хрупкими и растрескиваются под давлением.

Метаморфизм горючих сланцев и их участие в процессах нефтегазообразования. Выяснение вопросов метаморфизма горючих сланцев важно как в связи с их поисками в осадочных породах определенной степени преобразо-ванности, так и проблемой происхождения жидких и газообразных УВ, в том числе и так называемых сланцевых газов.

Как упоминалось, к горючим сланцам относятся обогащенные ОВ тонкозернистые глинистые, кремнистые или карбонатные горючие породы, содержащие около 16-40 % и более ОВ в виде керогена и до 5 % — в виде битумоидов. В условиях устойчивого глубинного погружения геологических формаций горючих сланцев в интенсивно прогретые зоны осадочных бассейнов ("зоны крекинга", по В.Б.Порфирь-еву и И.В. Гринбергу) процесс их термометаморфизма сопровождается потерей сапропелевого вещества и продуктов его разложения. При этом возрастает плотность минеральной матрицы (глинистой, карбонатной и др.) горючих сланцев. С уплотнением снижаются пористость, пластичность, обменная и сорбционная способности глинистых минералов, появляются признаки сланцеватости и кливажа. Все это связано со структурной деградацией глинистого материала и формированием смешанослойных минералов в результате воздейст-

1 гал = 3,8 л.

*

вия высоких температур. Так, переход глин в аргиллиты наблюдается при температуре 145-180 °С (эксперименты С.П.Малинина), переход монтмориллонита из прибрежной зоны Golf Coast в смешанослойный иллит-монтмориллонит фиксируется при температуре 150-490 оС и давлении 200 МПа (эксперименты D.D.Eberl, H.Hower).

На стадиях, соответствующих угольным (К, ОС — поздняя стадия мезокатагенеза, Т и А — апокатаге-нез), сланцы практически полностью теряют свою сапропелевую составляющую и превращаются или в чистую породу (карбонатную или глинистую), или, при наличии в исходном сапропеле гумусового материала, в углистую породу или уголь. Поэтому обнаружение типичных горючих сланцев возможно лишь в разрезе слабоиз-мененных (диагенез — ранняя стадия мезокатагенеза) осадочных пород. В разрезе НГБ, где осадочные породы подвергаются (или подвергались в геологическом прошлом) воздействию высоких температур (свыше 125 и до 250-600 оС), типичные горючие сланцы при бурении глубоких скважин нигде не обнаружены.

Горючие сланцы, как и другие нефтепродуцирующие осадочные породы, формируются в сходных водных обстановках — морской, солоновато-водной и пресноводной. Генетических и геохимических различий между ними не существует, более того, высокий УВ-потенциал керогена горючих сланцев (например, эмпирическая формула C215H330O12N5S керогена сланцев Грин-Ривер) свидетельствует об их очень высоком нефтегеологическом потенциале. Поэтому в начале XX в. теория происхождения нефти из концентрированных форм керогена горючих сланцев привлекала многих русских и зарубежных исследователей (М.Д.Залесский, И.М.Губкин, А.Ф.Доб-рянский, Крам-Броун и др.). Однако,

когда при разбуривании НГБ не были обнаружены горючие сланцы, эта теория стала отодвигаться на второй план. При этом упускалось из виду, что горючие сланцы, давшие однажды нефть, могли существенно изменить свой облик (черные сланцы и другие литолого-петрог-рафические разности).

Во второй половине XX и начале XXI в. основная роль в процессе нефтеобразования отводится рассеянному в осадочных породах ОВ и тепломассопереносу (в том числе УВ) из верхней мантии.

В этой связи представляют интерес данные исследований (по методу "Роск-Еуа!") пиролиза образца кукерсита, месторождение которого разрабатывается шахтным способом (Эстония), и осадочных горных пород (известковистые черные сланцы) из разреза глубоких скважин Сибирежская-1 и Людви-новская-1, пробуренных на одноименных геологических площадях Припятского НГБ (Беларусь).

Содержание Сорг в кукерсите составляет 34,16 % (табл. 1), свободные УВ (С7-С33, параметр Б1) в породе отсутствуют, УВ крекинга керогена ($2) составляют 304 мг/г кукерсита, что свидетельствует об его очень высоком нефтегенераци-онном потенциале.

Пиролитические исследования осадочных пород бассейнов с установленной нефтегазоносностью не имеют особого смысла, но в данном случае они хорошо иллюстрируют возможность физико-химического превращения горючих сланцев в условиях природного нефте-генерационного метаморфизма. Наблюдаются широкомасштабная потеря Сорг, расходуемого на процессы нефтегазообразования, и связанное с этими процессами увеличение плотности минеральной матрицы (до 2,82 г/см3), отсутствие или очень низкое содержание как свободных УВ, так и УВ термодеструкции керогена (см. табл. 1).

В настоящее время геохимики и геологи-нефтяники вернулись к идее И.О.Брода, Н.А.Еременко, Н.Д.Залесского, И.М.Губкина, А.Ф.Добрянского и др. о генерации УВ (газо- и жидкофазных) из рассеянного ОВ и керогена горючих сланцев не только сапропелевого, но и гумусового происхождения. При этом было установлено, что сапропелевое вещество генерирует в четыре раза больше нефти, чем гумусовое (эксперименты Тиссо В. и Эспиталье Ж., 1975).

В естественных геолого-тектонических условиях осадочных бассейнов распад концентрированных форм керогена происходит начиная с температур, превышающих 70-80 оС, при температуре 150-300 оС и выше горючие сланцы (как впрочем и рассеянное ОВ осадочных пород) генерируют основное количество УВ и превращаются в черные сланцы.

НГБ и геофлюидодинамиче-ская миграция УВ. Разнофациаль-ный и сложнопостроенный комплекс осадочных образований литосферы является генетическим источником и вместилищем различных полезных ископаемых — горючих (твердых, жидких и газообразных), рудных и нерудных, разнотипных по составу и свойствам подземных вод и рассолов. Формирование многих из них (нефти, газа, высококонцентрированных йодных вод и др.) рассматривается как необходимое следствие литогенеза терригенных песчано-глинистых пород, протекающего в условиях высоких температур и давлений. Установлено [7, 8], что и происхождение этих полезных ископаемых, и их распределение в разрезе определяются, с одной стороны, мощностью осадочных песчано-глини-стых образований, с другой — уровнем и продолжительностью теплового воздействия на связанный с ними комплекс минеральных и органических веществ.

Таблица 1

Пиролиз (по методике "Rock-Eval")* горючего сланиа (кукерсит, Эстония) и черных сланиев

из разрезов Припятского НГБ

Температура Количество УВ

Г) 2 д выхода УВ, оС на породу, мг/г

Объект Порода Плотность, г/с Возраст поро, Содержание Сор| начало выхода максимум выхода свободных УВ, УВ термодеструкции (крекинг) керогена, Б2

Эстония

Месторождение горючих Кукерсит 1,69 Б-0 34,16 - 429 - 304

сланцев

Беларусь

Припятский НГБ:

Сибирежская площадь, Черный сланец 2,40 Й^т, р1г 1,35 7,7 436 1,26 1,97

скв. 1, 3685,0 м известковистый

Людвиновская площадь, То же 2,82 фт^С 0,47 - 434 0,0 2,92

скв. 1, 3760,5 м

* Лаборатория Белорусского научно-исследовательского геологоразведочного института, данные И.Р.Захария и Е.В.Бибиковой.

Мощность осадочных образований литосферы варьирует в весьма широких пределах: от нескольких метров до 3-4 км в осадочных бассейнах неглубокого заложения и более 4-5 км (до 20-25 км) в разрезе типичных НГБ. Именно при такой мощности осадочного выполнения (в том числе и с учетом мощности пород промежуточных фундаментов в разрезе молодых платформ — Западно-Сибирской и др.) достигаются необходимые геохимические и термобарические условия (Т> 200-250 оС; Р > 40-50 МПа) для термической деструкции рассеянного в осадочных породах ОВ, ОВ горючих сланцев, а также объемной аккумуляции глубинных продуктов коромантий-ной дифференциации и их последующей структурной ассоциации в молекулярные УВ и не УВ-комплек-сы нефти, газоконденсатов и газов.

Значительная часть осадочных пород НГБ залегает в зоне современных (или палео-) температур,

превышающих 200-250 оС. Ряд осадочных бассейнов характеризуется суб- и надкритическими (для воды и рассолов) температурами в основании осадочных толщ (Предкордиль-ерская нефтегазоносная впадина провинции Альберта, > 300 оС; НГБ Пермского и Западного внутреннего бассейнов США, например НГБ Анадарко с мощностью осадочных образований > 11 км и температурами в их подошве 250-300 оС; НГБ Северного Галф-Коста с максимальной мощностью осадочных образований до 15 км и температурами в их основании > 300 оС; Днепров-ско-Донецкая и Паннонская впадины, > 300 оС; Северо-Крымский прогиб, 250-370 оС; Ферганская впадина, 300-360 оС; Западно-Кубанский и Терско-Каспийский краевые прогибы, 300-430 оС; Предкар-патский прогиб, 340-380 оС; Южно-Каспийская впадина, > 600 оС). При этом тепловое состояние осадочной толщи литосферы как опо-

средованное выражение энергетики земной коры и верхней мантии подвержено значительным изменениям во времени. Вариации в интенсивности тепловых полей в первом приближении соответствуют интенсивности глубинных тепловых процессов и тектонических активизаций [1] и с определенным отставанием во времени охватывают этапы их нарастания (относительно смежных геологических мегаформ), активного проявления и общей деградации, выражающейся тенденцией к выравниванию теплоградиентных характеристик осадочного бассейна и вмещающих более крупные блоки земной коры.

Рассматривая тепловую эволюцию материальной системы осадочного бассейна как историческую трансформацию структуры, вещественного состава и теплового состояния осадочных толщ в пространстве и времени, мы должны отметить существование спонтанного упоря-

ТЕРРИТОРИАЛЬНОЕ СООТНОШЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ (1) И СЛАНЦЕВЫХ (2) БАССЕЙНОВ США

дочения ниже некоторого уровня температур (200-250 °С) и интенсивное развитие деформаций материальной системы выше этого уровня. Деформации, физическое выражение и частичная реализация которых связаны с фазовыми переходами, переводят вещество из одной области пространственной структуры осадочной толщи в другую.

Вопрос о фазовых переходах как важнейшем механизме эволюции структуры, вещественного состава и теплового состояния осадочных толщ литосферы рассматривался автором статьи в связи с проблемами нефтегазообразова-ния и литогенеза [5, 6]. В объеме осадочного выполнения НГБ легко расслаивающая система представлена ОВ, в результате термической деструкции которого при температуре 250-450 оС формируются гомогенные квазигазовые смеси на основе УВ (метан и более тяжелые) и подземного испарения пластовых вод в атмосферу газовых глобул. В результате субвертикального перемещения подобных обводненных, "перегретых" и высоконапорных геофлюидов и их расслоения в местах пониженных давлений и температур разломных и приразломных зон формируются газовые, газо-конденсатные и нефтегазовые месторождения с пресноводными конденсатами в их подошве [7].

Причинная взаимообусловленность теплового состояния, деформаций, фазовых переходов и неустойчивости осадочных толщ неравновесного происхождения позволяет, в соответствии с [13], рассматривать осадочный бассейн как диссипативную структуру, образующуюся и сохраняющуюся благодаря обмену энергией и веществом с внешней средой в неравновесных условиях. Конвективный вынос тепла и массы легкоподвижных продуктов литогенеза (в том числе и так называемого сланцевого газа) из нижних частей разреза осадочных толщ в верхние и даже за пре-

делы этих толщ и подземной гидросферы (грязевой вулканизм и связанные с ним выбросы свободных УВ-газов) — вполне достаточное свидетельство правомочности [3] сопоставления материальной системы осадочного бассейна с тепловой машиной, производительность которой, в соответствии с принципом Карно, при прочих равных условиях зависит от разности температур в основании и на вершине конвективной системы. Функционированию "тепловой машины" глубоких осадочных бассейнов на активных этапах их тепловой эволюции обязаны своим происхождением скопления жидкофазных и газообразных УВ, других типов литогенных полезных ископаемых. Достаточно определенно об этом свидетельствуют закономерные и тесные связи распределения нефти и газа (в том числе сланцевого) с такими характеристиками НГБ, как мощность осадочных толщ и температура поверхности

фундамента в их основании [7].

«— и

Сланцегазоносные свиты

и их геологическая позиция на

территории США. Все важнейшие

свиты "газосодержащих сланцев"

залегают на территории крупней-

ших НГБ США (рисунок). Сланцы свит Barnett, Haynesville-Bosier широко распространены в пределах ближних и дальних побережий Мексиканского залива (НГБ Golf Cost); сланцы свит Barnett и Woodford — на территории Пермского и (совместно со свитой Fayettville) Западного внутреннего НГБ. Сланцы свиты Green River широко представлены в пределах НГБ Уилли-стон, Восточных Скалистых гор и Юта-Невадийском, а сланцы Marcellus и Нижний Гурон — в разрезах Предаппалачских НГБ. С НГБ Иллинойс пространственно связаны сланцы свиты New Albany.

Все перечисленные НГБ отличаются значительными мощностями осадочных пород в наиболее погруженных частях (> 7-10 км) и высокими температурами (до 200-300 оС и выше) на поверхности кристаллического или складчатого фундамента. С наиболее крупными из них (Западный Внутренний, Пермский и бассейны Мексиканского залива) связаны крупнейшие ресурсы нефти и газа в США. Так, в Западном Внутреннем бассейне (с впадиной Анадарко) насчитывается более 4,0 тыс. нефтяных и свыше 1,2 тыс.

газовых месторождений. Верхний газоносный этаж осадочных пород впадины представлен газовым месторождением Панхандл-Хьюготон с кровлей на глубине 650-2400 м. Глубже (до глубины 5 км) залегает газонефтяной этаж, в интервале глубин 5,0-5,8 км прослеживается этаж газоконденсатных месторождений и, наконец, глубже 5,8 км вертикальная УВ-зональность бассейна завершается нижним газоносным этажом. В целом по впадине Анадарко позднедокембрийский платформенный чехол имеет мощность > 10-11 км. При бурении скв. Бейден-1 (округ Бэкхэм, штат Оклахома) на глубине 9159 м была зафиксирована температура 220 оС, на поверхности кристаллического фундамента экстраполяцией температур установлено 300 оС. В осадочном чехле впадины газоносны известняки нижнего девона на глубине 4-7 км (месторождения Милс Ранч, Норт-Уэст-Рейден, Аледо, Бу-фало-Уиллоу и др.).

В Пермском НГБ с впадинами Делавер, Мидленд и прогибами Вал-Верде, Керр и Форт-Уэрс газовые залежи преобладают над нефтяными как по числу, так и размерам. В ареале нефтегазонакопле-ния Делавер продуктивны пермские отложения на глубине около 1 км, в остальных - кембрий-ордовикские доломиты свиты Элленбергер с залежами на глубине 4,5-7,0 км.

НГБ Мексиканского залива является одним из крупнейших на земном шаре. Северная континентальная окраина впадины залива (Галф-Кост) входит в состав эпигер-цинской Северо-Американской плиты, регионально погружающейся (мегамоноклиналь) к Мексиканскому заливу. Общая мощность осадочного чехла мегамоноклинали в Северном Галф-Косте возрастает в южном направлении до 9-10 км (прогиб Аркома), достигая более 15 км на побережье штата Луизиана и в смежной части морского шельфа. За счет тектонических движе-

ний мелового - предэоценового времени сформированы Северная и Южная зоны разломов, между которыми расположены высокопод-нятые своды Сабин и Монро, в строении которых принимают участие и образования "сланцегазонос-ной" свиты НаупевуШе.

Во вскрытой бурением части осадочного чехла северного Галф-Коста характерной чертой вертикального ряда залежей является интенсивная обогащенность газом. Это связано с очень широкими масштабами газообразования в данной части бассейна, обусловленными огромным объемом осадочных пород, залегающих на глубине тепло-физической зоны юра-мел-палеогенового и современного нефтегазо-образования.

В бассейне Мексиканского залива расположены все нефтегазовые месторождения Мексики и около 8000 месторождений США, в том числе 40 из 100 крупнейших по текущим извлекаемым запасам нефти. Основные нефтегазоносные горизонты - песчаники мелового и в меньшей мере палеогенового возраста, в северной части мегамонок-линали — юрские и меловые известняки. На территории объединенного свода Сабин-Монро расположены нефтяные месторождения Сма-ковер, Коттон-Валли, Хайнесвилл и др., месторождения свободного газа Монро (с начальными запасами до 270 млрд м3), Ричленд (до 215 млрд м3), Картридж и Слайго, а также месторождение "сланцевого" газа Хайнесвилл.

Физико-химические и петрологические свойства "газосланцевых толщ. Было показано, что типичные горючие сланцы в их естественном залегании представляют собой достаточно плотную (1,60-2,55 г/см3) минерально-органическую низкопористую систему, лишенную каких-либо внутренних поверхностей и тем более сланцеватости. Последняя свойственна только образованиям, очень бедным

ОВ, или же минеральной матрице горючих сланцев, лишенных ОВ в результате его промышленной или естественной (метаморфизм) термодеструкции. По мере структурной деградации глинистых минералов под воздействием высоких температур и давлений в разрезе НГБ снижаются их удельные поверхности, обменные и сорбционные свойства на планарных (the planar sorption sites) межслоевых и торцевых (the frayed edge sites) частях минералов, как следствие, возрастают плотность и степень сланцеватости глинистых и глинисто-карбонатных пород. При достаточно высокой плотности минеральной матрицы сланцев (> 2,65 г/см3) их пористость, проницаемость, содержание ОВ и УВ-газов снижаются до незначительных. Согласно К.Катахаре [15], исследовавшему единичные образцы керна черносланцевых толщ, их "пористость и проницаемость соответствуют диапазону на-нозначений". К сожалению, это определение, касающееся крайне ограниченной выборки данных, с подачи средств массовой информации было принято в качестве общей физико-химической характеристики неких гипотетических газосланцевых толщ, разработка которых требует специфических и дорогостоящих технологий (горизонтальное бурение, гидроразрыв пласта с применением проппантов и пр.).

Этим была допущена методологически ошибочная экстраполяция плотностных характеристик отдельных образцов керна буровых скважин на всю толщу чернослан-цевых пород США, хотя на самом деле в естественном пластовом залегании этим породам свойственны литологическая и физико-химическая неоднородности, а также тектонически обусловленные зоны повышенной трещиноватости в виде флексур или разломов с высокой газо- и водопроницаемостью. Так, по данным компании "Halliburton"

Таблица 2

Важнейшие формации

Свиты газосодержащих сланцев

Харатеристика Файетвилл (верхний карбон) Хайнесвилл (верхняя юра) Марцеллус (девон) Вудфорд (нижний карбон — девон) Барнет (нижний карбон — девон) Энтрим Нью Олбани

Площадь проведения работ, км2 23310 23310 245050 28490 12950 31080 112665

Глубина изучения, м 600-1800 3500-4500 1500-2400 3600-4500 2000-2600 180-670 150-610

Суммарная мощность сланцев, м 15-100 60-100 30-60 37-67 31-180 21-37 15-30

Содержание органики, % < 3 0,5-4,0 5 4,9 1-5 1-20 1-25

Пористость, % 2-8 8-12 10 3-9 0,5-6,0 9 10-14

Содержание газа, м3/т 1,8-6,6 3,0-9,9 1,8-3,0 6-9 9,0-10,5 1,2-3,0 1,2-2,4

Плотность буровой сети, скв/тыс. м2 320-650 160-2270 160-650 2590 240-650 160-650 320

Геологические запасы газа, млрд м3 1560 21510 15000 690 9810 2280 4800

Извлекаемые запасы газа, млрд м3 1248 7530 7860 342 1320 600 576

сланцы месторождения Нижний Гурон в их естественном залегании "мягкие и податливые бурению". Карбонатные породы месторождения Вудфорд интенсивно трещиноваты и образуют крупное месторождение свободных газов, которое до "газосланцевого бума" эксплуатировалось одиночными скважинами.

В соответствии с русскоязычными публикациями [9-11] и др., наиболее известные в настоящее время в США газосодержащие сланцы (табл. 2) представлены преимущественно темноцветными глинистыми (30-70 %) породами с невысоким содержанием ОВ (0,6-5,0 %), карбонатов (0-30 %), Б102 (0-5 %), Гев2 (0,1-10,0 %) и некоторых других веществ. Основными возрастными интервалами развития "газосланцевых" толщ являются й2, Оз-С1, С2-С3 и Различаются они геохимической специализацией и, в очень малой мере, ли-толого-геохимическими и плотност-ными характеристиками, содержа-

нием ОВ и степенью его катагенети-ческих превращений. Несопоставимо резче "газосланцевые" толщи различаются по УВ-газовому потенциалу отдельных месторождений (см. табл. 2), который, как считает автор статьи, определяется не минеральными или геохимическими особенностями этих толщ, а структурно-геологическими условиями их залегания и флюидогеологиче-ской связью с глубокопогруженны-ми зонами НГБ.

Глубина залегания "газосодер-жащих сланцев" варьирует от 150-160 м (Нью Олбани) до 3600-4500 м (Хайнесвилл, Вудфорд). Мощность (толщина) газоносных толщ по геологическим меркам незначительна — от 15-30 м (Нью Олбани) до 60-100 м (Хайнесвилл). Примечательно также низкое содержание в сланцах ОВ (от 1 до 5 %); пористость обычно составляет 0,5-6,0 % и только в разрезе глубокозалегающих пород достигает 8-12 % (Хайнесвилл, Вудфорд и др.).

Очень низкое собственное (или мигрантное?) газосодержание так называемых сланцегазоносных толщ — от 1,2-2,4 м3/т (Нью Олбани) до 9-10 м3/т (Хайнесвилл, Бар-нет, Вудфорд) свидетельствует об отсутствии какой-либо связи огромных извлекаемых запасов газа месторождении со сланцевыми толщами свит Файетвилл, Хайнесвилл, Барнет, Марцеллус и др. (см. табл. 2). Последние, судя по их физико-химическим и минеральным свойствам, не являются источниками так называемого сланцевого газа и являются только относительно газоупорными толщами (газовое под-пруживание) на пути глубинных потоков УВ-газов, корни зарождения которых находятся в зонах нефте-газообразования, современного или недавнего по геологическим меркам.

Месторождения сланцевого газа на потоках тепломассо-переноса из глубокопогружен-ных осадочных толщ НГБ. В

80-е гг. прошлого столетия на тер-

ритории США было известно более 20 тыс. нефтяных и около 10 тыс. газовых месторождений, связанных с бассейнами с мощностью осадочных образований более 5-7 км в наиболее погруженных центральных частях. При этом 73,1 % ресурсов природного газа связывалось с тер-ригенными коллекторами, 25,6 % — с карбонатными и 1,3 % — со смешанными терригенно-карбонатны-ми. Относительно геологических мегаформ США ресурсы УВ-газов распределялись таким образом: 41,1 % связывалось с Мексиканской впадиной и ее бортами, 38,6 % ресурсов тяготело к Северо-Амери-канской докембрийской платформе и 14,3 % — к межгорным впадинам Альпийского пояса складчатости. Геолого-стратиграфическое распределение ресурсов газа выглядело следующим образом: в разрезе палеозойских отложений 37,1 %, мезозойских — 16,3 %, к кайнозойским отложениям приурочено 46,1 % суммарных запасов газа.

Крупнейшие месторождения газа связаны, как упоминалось, с Западным внутренним мегабассей-ном (на территории штатов Канзас, Оклахома и Техас), Восточным внутренним (Мичиган, Иллинойс, Кентукки, Индиана), Аппалачским (Пенсильвания, Огайо, Нью-Йорк, Западная Виргиния) и мегабассей-ном Мексиканской впадины (штаты Техас, Луизиана, Миссисипи, Арканзас и др.). В первом из этих ме-габассейнов наибольшей плотностью газовых месторождений характеризуется впадина Анадарко, выполненная отложениями кембрия, ордовика, силура, девона, карбона, триаса и мела, третичными и четвертичными отложениями общей мощностью более 11 км. Основные ресурсы газа связаны с каменноугольными песчаниками и известняками девон-силурийского возраста преимущественно на глубине 4500-9150 м. В разрезе отдельных месторождений газоносны и менее погруженные отложения:

Хьюготон-Панхендл — 430-1160 м, пермские и каменноугольные коллекторы; Макейн-Лаверн — 650-2400 м, песчаники и известняки карбона; Камрик — 1350-2450 м, карбоновые песчаники. Во впадине Аркома с мощностью осадочного выполнения около 9 км газоносны каменноугольные отложения на глубине 3-4 км.

На территории Пермского нефтегазоносного мегабассейна (Западный Техас и юго-восточная часть Нью-Мексико) наиболее крупные газовые месторождения связаны с впадинами Делавер и Вал-Вер-де с осадочным чехлом мезо-кай-нозоя и палеозоя мощностью более 9 км. Газоносны кембрий-ордовикские известняки и доломиты свиты Элленбергер на глубине от 3700-4570 до 5790-6000 м (месторождения Паккет, Гомес, Гуаноза, Браун-Бассет).

Высокой газонасыщенностью характеризуется и осадочный чехол Мексиканского нефтегазоносного мегабассейна. Газоносны отложения от верхнеюрских до современных, но большинство месторождений связано с песчаниками нижнего миоцена, олигоцена и эоцена на глубине от 890 (Картидж) до 3500 м и глубже (Бастиан-Бей). Из наиболее крупных газовых месторождений Галф-Коста можно назвать Монро, Картидж, Агуа-Дольче, Ла-Глориа, Олд-Ошен, Бастиан-Бей, Байю-Сейл и др.

Из приведенного анализа геологического позиционирования основных "газосланцевых" свит в системе крупных осадочных бассейнов США устанавливается повсеместная связь "газосланцевых" месторождений с НГБ. Последним свойственно современное или недавнее (по геологическим меркам) нефте-газообразование и, как следствие, интенсивные вертикальные газопотоки из глубокопогруженных зон тепловой газогенерации в результате массовой термодеструкции рассеянного ОВ терригенных осадочных комплексов и ОВ древнеслан-

цевых толщ. Подобным газофлюи-додинамическим тепломассопере-носом по профилю палеозойских — кайнозойских отложений объясняется не только геолого-стратиграфическое распределение ресурсов природного газа (37,1 и 46,1 % соответственно), но и осуществляется перманентный подток газообразных УВ к так называемым газосланцевым месторождениям в разрезе черносланцевых свит Барнет, Мар-целлус, Хайнесвилл и др. Компонентный состав "сланцевого газа" этих месторождений не отличается от состава природных газов типичных газовых месторождений США [2].

Газопереточные явления свойственны всем НГБ мира, хорошо известны они и на Северо-Американ-ском континенте. Так, в процессе разработки газового месторождения Дип-Бейси (Западная Канада) отмечалось, что отбор газа здесь постоянно восполняется за счет притока метана из глубокопогру-женных газоматеринских меловых сланцевых толщ [14].

Установлением подтока глубинных УВ-газов к "газосланцевым" месторождениям США устраняется отмечаемое многими геологами ([11] и др.) несоответствие физико-химических характеристик и крайне низкой собственной газоносности чер-носланцевых толщ свит Барнет, Хайнесвилл, Марцеллус и др. (см. табл. 2) огромным извлекаемым запасам газа (если они достоверны) в зонах их распространения.

В заключение уместно отметить резкое увеличение газодобычи в США в 2008 г., которое, согласно средствам массовой информации, связывается с эксплуатацией так называемых газосланцевых толщ. Однако при очень низкой газоносности подобных толщ, обусловленной их исчезающе низкой сорбци-онной емкостью, пористостью и проницаемостью в диапазоне "на-нозначений" [15], любые попытки добычи "сланцевого газа" в соот-

ветствии с законами физики и подземной газодинамики совершенно бесперспективны и могут приводить только к "нанорезультатам". Если же феномен резкого увеличения газодобычи в США все же имел место, то объяснить его можно только следующим:

эксплуатацией ранее законсервированных газовых месторождений из энергетического фонда страны, как это случилось с газовым месторождением Вудфорд, переведенным в последние годы в разряд "газосланцевых" месторождений, эксплуатирующихся в основном с помощью наклонных и горизонтальных скважин с гидроразрывом пласта, существенно повышающих приемистость и степень проточно-сти глубинных газовых потоков;

эксплуатацией "газосланцевых" месторождений методом перехвата субвертикальных газовых потоков из глубокопогруженных зон современного или недавнего по геологическим меркам нефтегазообразова-ния в разрезе типичных НГБ США. В этом случае так называемые газосланцевые толщи играют роль относительно газоупорных (газоподп-руживающих) покрышек на пути глубинных потоков УВ.

Принимая в качестве наиболее вероятного второе объяснение, автор статьи пришел к заключению, что активно разрабатывающиеся в последние годы проекты поисков так называемого сланцевого газа совершенно неприемлемы для осадочных бассейнов с низкой тепловой активностью. Проекты поисков дополнительных ресурсов природного газа в виде УВ глубинного происхождения могут быть реализованы с большей или меньшей эффективностью только в бассейнах, пребывающих на этапах современного или недавнего (по геологической шкале времени) нефтегазооб-разования. В качестве подобных бассейнов можно назвать ЮжноКаспийскую мегавпадину, НГБ Черного моря, Предкавказья, Северно-

го Галф-Коста и множество других с мощностью осадочных образований от 4-5 до 15-25 км и высокими температурами переработки рассеянного ОВ (250-600 оС) в их подошвенных частях, несомненно, обусловленных тепломассопереносом из теплофизической зоны верхнемантийного заложения.

Таким образом, выполненными исследованиями установлена пространственная и структурно-геологическая связь так называемых газосланцевых месторождений США с НГБ с высоким теплоэнергетическим потенциалом. С учетом очень низкого собственного (или мигрантного?) газосодержания сланцев (от 1,2 до 10,5 м3/т), высокие извлекаемые запасы УВ-газов в местах их залегания связаны с "перехватом" субвертикальных газовых потоков из глу-бокопогруженных зон современного (или недавнего по геологической шкале времени) нефтегазообразо-вания. Другими словами, мировой газосланцевый бум, спровоцированный средствами массовой информации США, не имеет под собой оснований, а высокий прирост газодобычи в этой стране в последние годы связан не с эксплуатацией так называемых месторождений сланцевого газа, а с освоением ранее законсервированных месторождений свободного газа (Вудфорд и др.) и/или с перехватом газопотоков из глубоко-погруженных зон современного нефтегазообразования и нефтегазовых месторождений НГБ (Хайнес-вилл и др.).

В заключение отметим, что в природе не существуют как отдельные типы ни сланцевый газ, ни газосланцевые толщи. В разрезе осадочных НГБ с высокой тепловой активностью имеют место только газообразные УВ термодеструкции ОВ, рассеянного в горных породах (в горючих сланцах средних степеней метаморфизма в том числе), а также, что вполне возможно для глубокопогруженных осадочных бассейнов, УВ верхне-

мантийного происхождения. В этой связи заслуживает доверия мнение о том, что нынешний ажиотаж вокруг сланцевого газа является результатом грамотной пиар-кампании, за которой стоят "Chesapeake Energy", "Statoil" и другие корпорации, уже вложившие в эти проекты немалые суммы и теперь нуждающиеся в притоке дополнительных средств.

Литература

1. Артюшков Е.В. Геодинамические условия образования нефтегазоносных бассейнов / Е.В.Артюшков, М.А.Беэр // Геология и геофизика. — 1986. - № 6.

2. Газовые и газоконденсатные месторождения / Под ред. И.П.Жабре-ва. - М.: Недра, 1983.

3. Гогель Ж. Геотермия. — М.: Мир, 1978.

4. Горючие сланцы / Под ред. Т.Ф.Йена, Дж.В.Чиллингаряна, пер. с англ. — Л.: Недра, 1980.

5. Кудельский А.В. О роли подземных вод в нефтегазообразовании и миграции нефти // Изв. АН СССР. Сер. Геол. — 1983. — № 3.

6. Кудельский А.В. Вода, поро-вые растворы и литогенез // Подземные воды и эволюция литосферы. — М.: Наука, 1985. — Т. 1.

7. Кудельский А.В. Геофлюидо-динамика и нефтегазообразование / А.В.Кудельский, Р.Г.Гарецкий, Р.Е.Айзберг. — Минск: Ин-т геологических наук НАН Беларуси, 1997.

8. Кудельский А.В. Региональная гидрогеология, тепловой режим и неф-тегазоносность фанерозойских осадочных бассейнов // Литосфера. — 2011. — № 1(34).

9. Лукин А.Е. Черносланцевые комплексы Украины и перспективы их газоносности в Волыно-Подолии и Северо-Западном Причерноморье // Геол. журн. — 2010. — № 3.

10. Лукин А.Е. Современное состояние проблемы сланцевого газа (в свете опыта освоения его ресурсов в США) // Геол. журн. — 2010а. — № 4.

11. Лукин А.Е. О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли // Reports of the National Academy of Sciences of Ukraine. — 2011. — № 3.

12. Месторождения горючих сланцев мира. — М.: Недра, 1988.

13. Николис Г. Самоорганизация в неравновесных системах (от диссипа-тивных структур к упорядочению черед флуктуации) / Г.Николис, И.Пригожин. — М.: Мир, 1979.

14. Elmworth — Case Study of a Deep Basin Gas Field / Ed.: I.A.Masters. — Tulsa: AAPG, USA, 1984.

15. Katahara K. What is shale to a petrophisicist? // The Leading Edge. — 2008. - V. 27.

© А.В.Кудельский, 2013

Анатолий Викторович Кудельский, заведующий лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, kudelsky@nature.basnet.by.

GEOLOGICAL UNTENABILITY OF SO-CALLED SHALE-GAS BOOM

Kudelsky A.V.

The so-called shale gas deposits of the USA were found to be both spatially structurally and geologically correlated with oil and gas basins containing high heat and energy resources. Considering an extremely low proper (or migrational?) gas content of shale (from 1,2 to 10,5 m3/t) high recoverable reserves of gaseous hydrocarbons in their deposition phases are due to the "interception" of subvertical gas flows from deep-seated zones of the present-day or geologically recent oil and gas generation. In other words, the global shale gas sensation provoked by the USA mass media has no any substantiation, and an increase of gas extraction in this country is rather associated with exploitation of the so-called shale gas deposits but than with the development of the earlier suspended free gas deposits (for instance Woodford, etc.), and/or with the interception of gas flows from deep-seated zones of recent oil and gas generation and from oil and gas deposits of oil and gas basins (Haynesville, etc.).

Key words: oil and gas basins; gas flow; interception of gas flows; untenability of shalegas concept.

К юбилею Льва Ивановича Ровнина

2 ноября 2013 г. исполнилось 85 лет Льву Ивановичу Ровнину — министру геологии РСФСР (1970-1987), депутату Верховного Совета РСФСР от Приморского избирательного округа Архангельской области(1971-1989), члену Центрального комитета профсоюза рабочих геолого-разведочных работ (1972-1987), вице-президенту Общества советско-индийской дружбы (1975-1990), советнику председателя правления ЗАО "Росшельфчлену редколлегии журнала «Геология нефи и газа».

В 1951 г. после окончания Саратовского государственного университета им. Н.Г.Чернышевского Лев Иванович был направлен в Тюменскую область, где работал в должностях коллектора, старшего геолога в Иевлевской буровой партии и Покровской нефтеразведке. В начале 1953 г. был назначен главным геологом треста "Тюменьнефтегеология". В сентябре 1953 г. Березовская опорная скважина возвестила газовым фонтаном из песчаников юрского возраста об открытии Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Это позволило осуществить быстрое наращивание объемов сейсморазведки и глубокого бурения в Березовском нефтегазоносном районе и других перспективных районах Тюменской области. За 15-летний период работы (1953-1967) в юрских и меловых отложениях Тюменской области открыты и разведаны 50 месторождений нефти и газа. Л.И.Ровнин принимал непосредственное участие в научных исследованиях, обосновании постановки сейсморазведочных работ, оценке текущих и прогнозных запасов месторождений и в целом Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, выборе направлений поискового бурения; обосновал перспективы открытия гигантских по запасам месторождений газа в Ямало-Ненецком АО Тюменской области. Л.И.Ровнин — первооткрыватель Уренгойского месторождения газа. В этот период были открыты и разведаны крупные и уникальные по запасам Самотлорское, Федоровское, Усть-Балыкское месторождения нефти; Уренгойское, Заполярное, Губкинское, Бованенковское, Медвежье месторождения газа, что позволило вывести в 1967 г. нашу страну на 1-е место в мире по сумме запасов газа.

За 20-летний период руководства Л.И.Ровниным геолого-разведочными работами в Министерстве геологии РСФСР в России были открыты и разведаны уникальные по запасам Оренбургское, Астраханское, Ямбург-ское, Харасавейское месторождения газа, крупные месторождения нефти в Тюменской, Иркутской, Оренбургской областях, Коми АССР, Удмуртской АССР, Красноярском крае.

Л.И.Ровнин опубликовал более 230 работ по проблемам геологии, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений, имеет 5 авторских свидетельств на изобретения. В 1968 г. защитил докторскую диссертацию.

Л.И.Ровнину присуждена Ленинская премия (1964), присвоены звание Героя Социалистического Труда (1968), почетное звание "Заслуженный геолог РСФСР" (1978), звание "Почетный разведчик недр" (1988). Л.И.Ровнин награжден двумя орденами Ленина, двумя орденами Трудового Красного Знамени, орденом Почета, медалями.

С 2003 г. Л.И.Ровнин — профессор кафедры освоения морских местрождений нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Дорогой Лев Иванович, в день Вашего юбилея желаем Вам, Вашим родным и близким здоровья, удач, многих лет жизни!

Редколлегия и редакция журнала "Геология нефти и газа"