Угода про надра зі США: добре чи погано? Що тепер кажуть українські геологи

У ніч на 1 травня Україна і США підписали рамкову стратегічну угоду про видобуток корисних копалин на території України. Як писав «Главком», ключовим у ній є створення Українсько-Американського інвестиційного фонду, який наповнюватиметься зокрема завдяки видобутку рідкісних копалин. Ще перед підписанням американська сторона відверто заявляла, що її ключовий інтерес – у розробці родовищ рідкісноземельних металів. Але як пояснюють фахівці, хоч в Україні і є рідкоземи, але їхні відносні запаси невеликі, та і собівартість цього видобутку може бути надто високою, а значить економічно невигідною. Детально про рідкісноземельні метали і потенціал їхнього видобутку можна прочитати в інтерв’ю доктора геологічних наук Володимира Михайлова, яке вийшло на «Главкомі» наприкінці лютого.

Нині у нас нова розмова. Цього разу про вже підписану і ратифіковану угоду та про те, що розробка родовищ вуглеводнів нетрадиційним шляхом має стати головною її метою.  

«Українські нафтогазові регіони достатньо добре вивчені»

Угода між Україною і США встановлює умови, які стосуються, зокрема, нових ліцензій на видобуток (нафти і газу також), а також ліцензій, виданих раніше, але які ще не експлуатувалися у промислових цілях. З урахуванням цього, видобування яких копалин є найбільш перспективним із точки зору бізнесу?

Дозвольте пару слів сказати про саму рамкову Угоду. В опублікованому документі ми не маємо ніякої конкретики. Але з того, що маємо, і це тішить, створення інвестиційного фонду має відбуватися у правовому полі України. Як ви пам’ятаєте, у попередньому варіанті угоди, який привозили президенту Зеленському, про це не йшлося. У нинішній редакції ідеться про нові проєкти. І якщо говорити про вуглеводні, то виникає дуже цікава колізія. І полягає вона у можливості видобутку вуглеводнів як з традиційних, так і з не традиційних джерел.

Багатотомна монографія, підготовлена колом дослідників за участю фахівців Університету імені Тараса Шевченка, яка присвячена вивченню перспектив ресурсної бази вуглеводнів в Україні за рахунок нетрадиційних джерел

фото: glavcom.ua

Аби відповісти на ваше запитання, давайте подивимося на загальну структуру видобутку вуглеводнів в Україні. Почнімо з того, що на території сучасної України вже дуже давно відбувається видобуток вуглеводнів, зокрема нафти і газу. Пам’ятаєте книгу Івана Франка «Борислав сміється»? А чому Борислав сміється? Тому що знайшли нафту і почали її видобувати. А це великі гроші. Правда, та територія, де почали видобувати, тоді належала Австро-Угорській імперії, це було XVIII століття. А промисловий видобуток – середина XIX століття, якраз цьому періоду книга Франка і присвячена. З того часу Прикарпатський регіон активно розроблявся. Наприклад, Дашавське газове родовище було одним з основних постачальників для Радянського Союзу. У 30-ті роки XX століття була встановлена промислова нафтогазоносність Дніпровсько-Донецької западини, що на сході України. У 1939 р. було відкрито Роменське нафтове родовище. Одним з найбільших є Шебелинське газоконденсатне родовище. За запасами це родовище світового класу. У час після Другої світової війни на цьому родовищі проводилися дуже інтенсивні роботи. У 1970-ті роки – початок 80-х воно було основним у СРСР, там видобували майже 70 млрд кубічних метрів газу на рік. Але будь-яке родовище рано чи пізно вичерпується. Нині на Шебелинському родовищі видобувають лише 2-3 млрд кубічних метрів газу на рік. Наприкінці 70-х, на початку 80-х, були знайдені газові гіганти Західного Сибіру. І тому увага до геологорозвідувальних робіт на нафту і газ в Україні різко зменшилася, буріння свердловин скоротилося. І з того часу різко зменшується забезпеченість України власними вуглеводнями.

До 2010-2012 років Україна споживала приблизно 70 млрд кубометрів газу на рік. А видобували ми тоді до 19-20 млрд куб. метрів газу на рік.  Тобто закуповували десь до 50 млрд кубометрів насамперед у РФ. З часом технології змінювалися, виробництво ставало сучаснішим, ми все менше газу споживали з кожним роком і менше купували в Росії.  

Нині зі споживанням ситуація кардинально відрізняється. Наше річне споживання – близько 30-35 млрд куб. м. З них власний видобуток складає близько 20 млрд. Це офіційно. Але через військові удари по структурі видобутку можна сказати, принаймні за інформацією «Укргазвидобування», видобуток зменшився удвічі. Врахуйте, що тепер уже з ГТС ми також не отримуємо газ. Одним словом, забезпеченість України вуглеводнями недостатня.

В Україні є три найважливіших нафтогазові регіони. Це Західний, переважно Прикарпаття, потім головний – Східний: Чернігівська, Полтавська, Харківська і трішки Донецька області. Третій нафтогазоносний регіон – Південний. Він до 2014 року розвивався.

Для того, щоб виникло традиційне родовище вуглеводнів, мають бути дотримані чотири головних умови:

1. Міграція вуглеводнів.
2. Наявність порід-колекторів, найчастіше – пісковиків (гірські породи, які завдяки високій пористості здатні вміщувати рідкі і газоподібні вуглеводні і віддавати їх у процесі розробки родовищ).
3. Наявність пасток різного типу, найчастіше антиклінальних структур (складка шарів гірських порід, вигнута догори).
4. Наявність непроникних порід-покришок, наприклад, дуже щільних аргілітів.

Українські нафтогазові регіони достатньо добре вивчені. Це означає, що вірогідність того, що ми зараз знайдемо якесь велике родовище традиційного типу на цих територіях, дуже низька. Так, невеличкі родовища будуть відкривати, навіть на глибині 6-6,5 км, це глибоко доволі. Але кардинально ситуацію з видобутком за рахунок традиційних родовищ вуглеводнів не змінити.

«У США 40 тис. свердловин з видобутку сланців, а в Україні – дві»

Якщо тридиційний видобуток в Україні майже вичерпав себе, то яка альтернатива?

Якщо ми говоримо не про нинішній видобуток, а про перспективи його нарощування, то маємо орієнтуватися на нетрадиційні родовища.

Розкажіть детальніше про цей тип родовищ вуглеводнів?

У 2010 році у світі відбулася знаменна подія. Було оприлюднено, що вперше за багато років США вийшли на перше місце за обсягом видобутку газу, обігнавши Росію. До того Росія, а ще раніше СРСР років 30 поспіль посідали перше місце у світі за видобутком газу. За даними від 2009 року США видобули 745 млрд кубічних метрів, а Росія – 583 млрд кубічних метрів. Це відбулося насамперед завдяки розробці нетрадиційних родовищ вуглеводнів, насамперед так званого сланцевого газу.

Декілька історичних фактів з видобутку сланцевого газу. Одна з перших свердловин у США, яка була пробурена у 1821 році в місцевості Фредонія на західних схилах Аппалачів, видобувала саме сланцевий газ протягом 75 років, хоча і в дуже невеликих об’ємах. Потім почалася розробка великих традиційних родовищ в Техасі та інших штатах. У другій половині минулого століття американці почали працювати над технологічними принципами розробки родовищ газу і нафти в ущільнених породах-колекторах. Вони довго до цього йшли, від розробки технології до початку масового видобутку. За цей час, впродовж десятків років було пробурено 20 тис. свердловин. Для порівняння, в України для вивчення проблеми нетрадиційних джерел вуглеводнів поки що пробурено тільки дві свердловини.

Так от, у чому полягає успіх нової технології видобутку газу в сланцях? Головна відмінність від традиційного методу – це горизонтальне буріння і технологія гідророзриву пласта.

Схема розробки родовищ вуглеводнів традиційного і нетрадиційного типу

Ось перед вами дві порівняльні схеми. На одній зображений видобуток газу традиційним способом, на іншій – зі сланців. Хоча їх насиченість вуглеводнями набагато менша, ніж в традиційних родовищах, завдяки величезним площам і об’ємам видобуток зі сланців стає економічно вигідним.

Чотири чинники, умови, про які була мова вище, для видобутку сланцевого газу чи нафти стають не потрібними. Породи, звідки вилучаються вуглеводні, є одночасно і нафтогазоматеринськими, і колекторами, і пастками, і флюїдоупорами.

А як зрозуміти, зі сланцю добуватимемо нафту чи газ?

Це залежить від термодинамічних умов. Чого і наскільки більше в родовищі покаже буріння.  Є дві теорії походження родовищ вуглеводнів: органічна і неорганічна. Органічна каже, що у теригенних породах (геологічних відкладах, що складаються з уламків гірських порід і мінералів, які утворилися внаслідок перенесення продуктів руйнування суходолу й перевідкладення їх на схилах, у долинах рік, морських та озерних басейнах. Це, зокрема, піски, пісковики, вапняки) у нафтогазоносних басейнах накопичується органічна речовина, яка на глибині 2-4 км в певних термодинамічних умовах може перетворюватися на вуглеводні. У залежності від температури і тиску, з'являються нафта (так зване «головне нафтове вікно»), або газ (так зване «головне газове вікно»). Для останнього притаманні вищі температури і тиск.

Є теорія неорганічного походження родовищ нафти і газу. Вона говорить про те, що вуглеводні виникають за рахунок наскрізних мантійних потоків вуглеводнів. Тобто вуглеводні  піднімаються, проникають в верхні шари земної кори, і там, де є сприятливі структурні умови, утворюють скупчення. Вони накопичуються за рахунок міграції. На мій погляд, і одна, і друга теорії мають рацію. У західному світі серед науковців переважає органічна теорія. У нас в країні більшість науковців схиляється до неорганічної теорії походження вуглеводнів.  

У США все вийшло тому, що і родовища є, і технології винайшли. А якщо говорити про Україну, наскільки в нас великі запаси сланцевих нафти і газу? Наскільки їхній видобуток може бути вигідним у разі застосування американських технологій?

Головна причина того, чому у США все вийшло – вони працювали. Приклад про 20 тис. пробурених свердловин – яскраве тому свідчення.

У 2010 році ми з колегами почали міркувати: якщо неможливо суттєво збільшити видобуток вуглеводнів за рахунок традиційних джерел, то чому не можемо зайнятися таким же видобутком, як у США? Аж до 2014 року ми займалися вивченням цієї теми на замовлення НАК «Нафтогаз України». Ми – це великий колектив, 50-60 фахівців з різних інституцій, університетів, виробничих організацій. За результатами нашої роботи надруковано дев’ять книжок – гігантський матеріал зібраний про перспективи суттєвого збільшення видобутку вуглеводнів в Україні за рахунок нетрадиційних джерел. Це, до речі, не тільки сланцеві газ та нафта, а також газ ущільнених порід-колекторів, газ центральнобасейнового типу, метан вугільних родовищ, газогідрати Чорного моря, передбачувані родовища вуглеводнів, пов’язані з імпактними структурами чи астроблемами – слідами падіння великих метеоритів. І всі ці питання вимагають ретельного вивчення.

Але будь-яка теорія потребує практичного підтвердження бурінням свердловин, під яке потрібно знаходити фінансування. А на це ніхто грошей нам не дав. А треба вивчати керн свердловин (керн – циліндричний стовпчик гірської породи, який одержують при бурінні свердловин). Зверніть увагу на чорний колір породи сланців на малюнку. Це говорить про великий вміст органічних речовин, не менше 5-10%, це дуже багато.

Керн потенційно газоносних чорних сланців (Південно-Коломацька площа, глибина 5476-5484 м).

Головними критеріями визначення перспективності нафтогазоносних басейнів нетрадиційного типу є 1) вміст у породах органічної речовини (понад 1-2 %), 2) термальна зрілість порід, 3) глибина залягання (не більше 4 км), 4) товщина перспективного горизонту (понад 15-20 м), 5) літологічний склад порід (склад мінералів у породі, його структура, текстура) тощо. За розробленими критеріями і результатами проведених аналітичних досліджень керну свердловин ми порівняли наші потенційно нафтогазоносні сланцеві басейни з тими, які відомі у США і інтенсивно розроблюються. І з’ясувалося, що вони мають співмірні параметри.

Схема розміщення перспективних нафтогазоносних басейнів України. 1 – Український щит; 2 – потенційно нафтогазоносні басейни нетрадиційного типу; 3 – імпактні структури, тобто геологічні утворення, що виникли внаслідок удару метеорита (Оболонська, Болтиська), 4 – нафтогазоносні родовища і поля

Особливо позитивно ми оцінили Дніпровсько-Донецьку западину (ДДЗ), яку і за своїми розмірами (близько 100 тис. км квадратних) і за типом порід, які там залягають, і за геохімічними та іншими характеристиками останніх можна порівнювати з найкращими сланцевими нафтогазоносними басейнами США.

У південно-східній частині ДДЗ переважають поклади газу, а в північно-західній – нафти, що обумовлює поперечну зональність ДДЗ, пов’язану з різницею термодинамічних умов і глибини їх утворення. Вірогідно, ці структури знаходять своє продовження на території Білорусі. Так от, ми встановили, що ДДЗ є величезним сланцевим нафтогазоносним басейном, але структура покладів вуглеводнів нерівномірна і являє собою подібність «листкового пирога», з неодноразовим повтором у розрізі продуктивних комплексів лінзоподібної форми, які можуть стоншуватися і виклинюватися по простяганню, з такими частинами розрізу, де вміст газу порівняно низький і не містить економічного інтересу.

Схема будови покладів сланцевого газу Дніпровсько-Донецької западини (Євгенівська площа)

На рисунку ви можете побачити структуру Євгенівської площі, однієї з найперспективніших стосовно сланцевого газу. До речі, тут же видно, що газ концентрується не тільки в теригенних породах (осадових гірських породах, що утворилися в результаті руйнування (вивітрювання) твердих гірських порід на суші та подальшого перенесення уламків (фрагментів) водою, вітром чи льодовиками), а й в кристалічних (породах, які повністю або частково складаються з кристалів мінералів), де відсутня органічна речовина. Це є ілюстрацією правомочності двох теорій походження вуглеводнів, про що ішлося вище.

З точки зору перспективності розробок, у нас на першому місці Східний нафтогазоносний регіон, далі Західний і Південний, де найбільш перспективною є так звана майкопська серія (геологічний комплекс осадових порід (переважно глинистих) олігоцен-міоценового віку (початок – приблизно 34 млн років тому, завершення – 10 млн років тому), будову якої можна побачити на наступному малюнку.

Схема будови майкопської серії Північного Причорномор’я (чорним показані перспективні відклади, збагачені органічною речовиною)

Крім того є певні перспективи виявлення родовищ вуглеводнів, пов’язаних з так званими імпактними структурами, слідами падіння великих метеоритів, з яких на території України найперспективнішими є Оболонська і Болтиська структури (імпактні кратери, які вивчаються не лише як геологічні об’єкти, а й з точки зору нафтогазоносного потенціалу).

«Перспективні запаси сланців в Україні співмірні із запасами США» 

То про які сьогодні українські перспективні запаси нафти і газу йдеться?

Що стосується перспективних запасів (ресурсів), то були різні оцінки, від 10-20 до 50 трлн кубічних метрів. Ми оцінюємо перспективні ресурси сланцевого газу в 13-25 трлн кубічних метрів, газу ущільнених порід-колекторів – у 4-11 трлн кубічних метрів, сланцевої нафти – в 500-850 млн т, метану вугільних родовищ – у 4 трлн кубічних метрів, покладів газу, пов’язаних з імпактними структурами – 1 трлн кубічних метрів, газогідратів Чорного моря – в 7-10 трлн кубічних метрів. Але справа йдеться саме про перспективні ресурси, а видобувні ресурси будуть набагато меншими, десь на рівні 25-30% від названих цифр, оскільки технологічно неможливо вилучити весь ресурс вуглеводнів. 

Прогнозні ресурси вуглеводнів нетрадиційного типу в межах України

Під час того як ми займалися дослідженням, до України на схід прийшла компанія Shell і пробурила там дві свердловини. З нами ця компанія не радилася. Можливо, тому ці свердловини їм і не дали нічого. Це був постріл у молоко, що називається (у рамках договору про спільну діяльність між Shell та ПАТ «Укргазвидобування» було пробурено дві розвідувальні свердловини у Харківській області у 2014 році).

Розробка, видобуток вуглеводнів нетрадиційного типу не можуть бути невигідними в Україні. Але є велика проблема. Ми самі не маємо технології для видобутку сланцевих вуглеводнів. Наскільки я знаю, і Росія також не має. Тому нам потрібні американські технології. І тут укладений між Україною і США договір про копалини може зіграти хорошу річ. Найцікавішим питанням у межах цього договору, на мій погляд, якраз і буде видобуток вуглеводнів з нетрадиційних джерел. Бо якщо говорити про металічні, неметалічні корисні копалини, то буде величезна проблема з їхнім видобутку. Всі ліцензії давно вже розібрані, на родовищах ідуть роботи. А от щодо сланців, то буквально декілька днів тому «Держгеонадра» надали спецдозвіл «Укрнафті» на видобуток сланцевого газу на Олеській площі на межі Львівської та Івано-Франківської областей.

А чи рахували собівартість перспективних досліджень? Скільки потрібно вкласти, аби почати видобувати?

Ні, не рахували. Те, що я зараз говорю, це попередній етап вивчення цих родовищ. Для того, щоби почати говорити про собівартість, потрібно бурити. Як каже Дональд Трамп, «бури, дитинко, бури». А в цьому напрямку у нас «кінь не валявся». Єдине, що можу сказати, що собівартість видобутку вуглеводнів зі сланців вища за видобуток вуглеводнів традиційним способом. У Саудівській Аравії вартість видобутку – копійки, через те, що неглибоко нафта, через те, що порода хороша, інфраструктура є, все поряд. На противагу цьому Сибір. Тож, щоби у нас усе вийшло, нам потрібно працювати, як працювали американці.

30% від 13 трлн кубічних метрів газу – це близько 5 трлн куб. м. Із запасами яких країн ми можемо це порівняти?

Порівнювати з усіма у світі не можна, це просто некоректно через різний тип видобутку. Є хороший слайд, який відповідає на ваше запитання. На ньому зображена піраміда. Нагорі піраміди – традиційні типи вуглеводнів. А нетрадиційні – це основа піраміди, значно більші за запасами, в рази. Порівнювати наразі можемо зі сланцями із США. Знаю, що Китай потроху почав видобувати, трохи видобувається у Європі вже.

Піраміда ресурсів природного газу

Є і екологічний аспект будь-якого видобутку. Наскільки видобуток вуглеводнів нетрадиційним способом шкодитиме навколишньому середовищу? Як мінімізувати цю шкоду?

Дійсно, екологічна проблема дуже важлива для видобутку сланцевого газу. Екологічні проблеми часто ставали на перешкоді розробки родовищ. Зокрема, ми згадували Shell, які пробували видобуток в Україні. Так вони стикнулися з великим спротивом місцевого населення. Проблеми пов’язані насамперед з технологією видобутку, гідроударом.

В екологів декілька побоювань. Перш за все – це забруднення підземних вод, що може позначатися на водопостачанні населених пунктів. І по-друге – сейсмічність району розробки.

У Великобританії років 15 тому бурили свердловину, хотіли видобувати сланцевий газ, то після гідроудару був землетрус у три – чотири бали. Невеликий, але тим не менше. Через це зупинили роботи.

Як правило, товщі порід, сприятливі для сланцевого газу, розташовуються у спокійних в тектонічному відношенні районах, де маловірогідні порушення. Нормальна ситуація з цим на північному сході України, а от на Прикарпаття потрібно дивитися, міркувати, зважувати усі «за» і «проти».

Дійсно, ми, геологи, визнаємо наявність екологічних проблем. Але тут потрібно враховувати, що видобуток сланців здійснюється на глибині, яка більша за ту, де є водні горизонти, які забезпечують водопостачання. Як правило, є щільні породи, які відділяють водоносні горизонти від породи, звідки іде видобуток. Все це зменшує екологічні ризики, хоча все одно вони залишаються. Для їх суттєвого зменшення треба ретельно вивчати геологічну і гідрогеологічну будову територій, де планується розробка нетрадиційних родовищ.

Скільки часу має пройти від прогнозу до практичної частини, видобутку нафти чи газу з урахуванням, що у нас використовуватимуться американські технології?

Зараз, коли йде війна, ніхто не вкладатиметься в розробки, це потрібно розуміти. Але після війни, враховуючи величезний досвід США, має пройти не менше п’яти років до початку видобутку. У Сполучених Штатах від виникнення ідеї розробки сланцевих басейнів до реального видобутку знадобилося біля 50 років. Так, метод гідравлічної стимуляції тріщиноутворення в свердловинах було випробувано орієнтовно у 1960 р. На початку 80-х років починається дуже обмежений видобуток газу із сланців в Мічигані, Арізоні, Техасі, Кентуккі за допомогою вертикальних свердловин і тільки у 2003 р. на родовищі Барнет була впроваджена технологія горизонтального буріння з покроковим гідророзривом пласта. Зараз газ зі сланців видобувається із 40 тис. свердловин. Ось той шлях, який повинна пройти Україна.

Чиї фахівці працюватимуть на підприємствах, які видобуватимуть вуглеводні в Україні? Чи є у нас достатньо кадрів?

Ясна річ, оскільки у нас відсутні технології буріння горизонтальних свердловин і гідророзриву пласта, необхідна участь американських фахівців. Але в українському нафтогазовому секторі працюють дуже досвідчені геологи і нафтовики, які чудово знають геологічні особливості територій майбутнього видобутку, технологію розробки нафтогазових покладів в умовах України, тому їх участь в цих проєктах буде необхідною і обов’язковою.

Як висновок, хочу ще раз підкреслити: на мою думку, різке збільшення видобутку вуглеводнів в Україні може бути пов’язане із розробкою їх нетрадиційних джерел, насамперед сланцевого газу, сланцевої нафти, газу ущільнених порід-колекторів. Попередня оцінка сланцевих басейнів України проведена, визначені перспективні площі і перспективні стратиграфічні горизонти, ми можемо рекомендувати місця закладення пілотних свердловин і глибини буріння. Але ці роботи потребують великі капіталовкладення, тому зараз справа в інвесторах.

* Малюнки в тексті взяті з багатотомної монографії «Нетрадиційні джерела вуглеводнів України».

Михайло Глуховський, «Главком»