Поэтому нефтяники опытным путем определяют для каждого месторождения так называемый шаг сетки скважин и бурят эти «дырки в земле», призванные облегчить нефти выход на поверхность, в шахматном порядке.

После того как месторождение разбурено такой сеткой скважин, оно начинает выдавать нефть в том темпе, который максимально возможен. Это и есть «верхушка» нашего «колокола Хабберта», от которой и начинается падение добычи. Ну а сам временной лаг от начала бурения на месторождении и до его полного покрытия сеткой добычных скважин и формирует первое восходящее плечо колокола.

При этом важно понять главное достижение нефтяников и газовиков: нефть и газ никто не качает!

На идеальном месторождении нефть и газ идут из-под земли сами, без посторонней помощи, за счет собственного давления пласта. Все нефтяные «качалки», которые вы часто видите в кино и на фотографиях, лишь обеспечивают подачу очередной порции нефти в бочку, осуществляя только подъем нефти по стволу скважины с той глубины, где она сочится в ствол. Нефть течет сама, так как ей удобно и в удобном для нес темпе.

При этом падение добычи (дебита) скважины обычно связано с тем, что пластовое давление в том числе создается и самой нефтью или газом, расположенным в порах вмещающей породы. При отборе продукта пластовое давление неизбежно начинает падать и поступление полезного продукта в ствол скважины уменьшается. В итоге, в тот момент, когда внутреннее давление пласта падает до уровня, когда выход газа или нефти в ствол скважины прекращается, скважина «высыхает», то есть перестает давать нефть или газ. Такое падение добычи на конкретном месторождении рисует нам вторую неизбежность — падающее плечо «колокола Хабберта».

С «высыханием» скважин пытаются бороться многими способами. Наиболее известными и применяемыми на практике технологиями являются управление давлением в пласте, горизонтальное бурение и другие методы повышения отдачи пласта, включающие в себя и гидроразрыв (ГРП), столь часто упоминаемый сейчас с экранов телевизоров. Именно за эффекты этих способов улучшения добычи нефти и газа нефтяников часто величают «варварами», но на самом деле люди лишь хорошо делают свою работу, стараясь добыть нам больше нефти, чем вытекло бы из скважины «само по себе».

Задача геолога — найти нефть. Чем больше и лучше качеством будет нефть, тем успешнее работа геолога. Задача нефтяника — максимально эффективно эту нефть из недр поднять. Эффективность работы нефтяника определяется таким параметром, как КИН — коэффициент извлечения нефти, в простонародье еще именуемый нефтеотдачей. По-английски этот термин звучит как oil recovery factor.

Вначале посмотрим на прошлые усилия геологов в поиске новых месторождений «черного золота».

Как видите, геологи очень стараются, но открытия месторождений традиционной нефти не покрывают того, что мы добываем из недр.

Помните, как у Рабиновича при его разговоре в ЧК:

У Рабиновича на допросе в ЧК спросили:

«Откуда у вас такие большие деньги?»

Он ответил, что берет из тумбочки.

— А кто их туда кладет?

— Моя жена!

— А ваша жена откуда их берет?

— Я ей даю!

— А вы откуда их берете?

— А я их беру из тумбочки!

Если посмотреть на верхний график, то видно, что тумбочка работает в режиме «Рабинович берет» уже как минимум с середины 1980-х годов, а Сара кладет туда денег все меньше и меньше. И как в такой ситуации быть геологам? Ведь они, как и Сара, не могут «нарисовать» нефтяные месторождения там, где нефти и в помине-то нет. У них тумбочка — это вся планета Земля, и они уже излазили ее вдоль и поперек.

Остаются нефтяники и их пресловутый КИН.

КИН — это отношение величины извлекаемых запасов нефти к величине открытых геологических запасов месторождения. В зависимости от многочисленных факторов КИН варьируется от 0.09 до 0.75 (или от 9 до 75 %). Это обозначает, что мало того, чтобы «нефтяной мед» оказался в «геологической банке» какой-нибудь хорошей вмещающей породы. Надо еще уметь его оттуда выковырять. И желательно бы поменьше оставить «по стеночкам».

Однако, понятным образом, несмотря на постепенное увеличение значения КИН, нефтяники тоже не могут добыть из пласта нефти больше, чем там нашли геологи. Да, сейчас уже никто не эксплуатирует месторождение в виде бьющего фонтана нефти (как это показывают в старых фильмах). Такой способ позволяет получить лишь единицы процентов (от 1 до 5 %) от общих геологических запасов нефти. Это и есть добыча нефти «быстро и дешево». После этого естественное расширение сжатой давлением на глубине нефти прекращается, и фонтан перестает бить. Дальше же в ход идут разные гидравлические хитрости.

За счет различных способов поддержания давления в пласте нефти или газа можно добыть уже от 20 до 40 % от общих запасов нефти, а не 1-5 %, как при фонтанном режиме.

Обычно для повышения давления в пласте вместо добытой нефти приходится закачивать в пласт что-то взамен добываемой нефти. Поскольку клубничный кисель и пот грешников у нас в мире дорог, то обычно для этого используется обыкновенная пресная вода. Морская вода не всегда подходит для закачки в пласт, так как имеет неприятную особенность забивать насосы и ствол скважины отложениями своих минеральных солей, а бурение, да еще и на большую глубину, — это всегда процесс затратный и небыстрый.

Поэтому для закачки воды в пласт обычно используют пресную воду. Вода не смешивается с нефтью и слабо растворяет в себе газ, поэтому, даже если часть закачанной воды попадет в отбор нефтяной или газовой вышки, ее потом можно отделить от добытого продукта более-менее простыми способами.

В жизни такой водонапорный режим эксплуатации скважины может носить естественный или искусственный характер. Хорошо, если вода под давлением уже есть где-то ниже пласта. Плохо, когда ее нет. В этом случае нефтяники качают воду в пласт сами, через систему водонапорных скважин, которые поддерживают пластовое давление. Водонапорный режим в целом очень эффективен и позволяет добыть от 35 до 75 % от содержащейся в породе нефти.

Если же воду не закачивать назад в пласт, а лишь выкачивать оттуда нефть, то, кроме падения КИН на месторождении, можно вообще получить весьма интересные последствия.

Это снимок побережья курортного (!) города Лонг-Бич в штате Калифорния в 1930-х годах. Нефтяное месторождение Уилмингтон, расположенное возле морского побережья Калифорнии, начали разрабатывать в 1930-е годы, просто выкачивая нефть наружу в самом бешеном темпе. Заодно можете оценить по фотографии, что такое «плотная сетка скважин» на месторождении, и прикинуть масштабы человеческой алчности. Недавно алчностью убили американского странствующего голубя, а тут у нас снова алчность, но уже на нефти. В итоге к концу 1940-х годов территория месторождения и близлежащие районы просели на целых 9 метров вниз на поверхности. Нефть-то из породы ушла, а закачать назад воду никто как-то не подумал. В результате курортный город Лонг-Бич оказался ниже уровня моря. Сюрприз. Пришлось срочным образом качать воду назад в пласт и защищать город Лонг-Бич от океана высокой дамбой.

Вообще, большинство курьезов и ляпов по добыче нефти — это именно США. Там частный капитал иногда просто забывал обо всем в погоне за длинным нефтяным долларом. В других странах все же алчность и жадность гораздо реже брали верх над здравым смыслом.

В чем опасность воды и почему нефть все же не добывается из пласта на 100 % даже при водонапорном режиме?

Обычно заводнение пласта и добычу нефти таким способом прекращают, когда скважина выдает на-гора уже 90-99 % воды. В отличие от бензобака автомобиля, в котором бензин и вода всегда разделятся естественным образом под действием силы гравитации, в пласте на жидкости — воду и нефть — действует еще уйма различных сил — гидростатического давления, сцепления с вмещающей породой и тому подобных. В пласте, например, всегда есть более и менее проницаемые области, сложенные более или менее пористой вмещающей породой. Вода, как мы помним, «всегда дырочку найдет» — поэтому она старается попасть в зону пониженного давления, к добывающей скважине, по самому кратчайшему пути, минуя области низкой проницаемости пород.

Из таких зон, которые вода уже обошла в своем постепенном движении наверх по пласту, нефть обычными способами извлечь уже практически невозможно. Можно, безусловно, прибегать к различным ухищрениям, но все эти ухищрения достаточно дороги и ненадежны. Поэтому, конечно, пласт пытаются обводнять максимально медленно, давая воде возможность максимально «нежно» выдавить нефть наверх из таких зон малой проницаемости. Старые скважины часто оставляют «отдохнуть» на несколько месяцев в надежде выжать потом нефть из таких зон пласта. Погоня же за сиюминутной прибылью и быстрое движение по пласту зоны водо-нефтяного контакта создает большое количество таких целиков нефти и как раз и является варварской технологией добычи. И теперь на большинстве старых, обводненных месторождений уже просто нереально добывать нефть так быстро, как надо человечеству. Старички устали, старички тонут в воде...

С обводнением пласта связана и вторая особенность потери нефти, которая, пожалуй, единственная является в чистом виде варварством и погоней за прибылью. Это образование так называемых конусов обводнения возле добычных скважин — в районе интенсивно работающих «качалок» воду из пласта выпирает наверх, выше обычного уровня водо-нефтяного контакта.

При обводнении скважины, понятное дело, вода безболезненно начинает выкачиваться в ствол скважины, а нефть так и остается в пласте. В итоге — рядом рано или поздно надо бурить другую скважину или на длительный срок оставлять без работы существующую, в надежде, что вода все-таки уйдет вниз, а нефть поднимется к скважине за счет меньшей плотности.

В чем еще органические недостатки технологии обводнения пласта?

Кроме потерь в КИН за счет нефтяных целиков и конусов обводнения в любом пласте присутствуют потери нефти за счет смачивания частиц коллектора нефтью. Любая вмещающая порода под микроскопом выглядит усредненно как-то так:

Песчаник состоит в основном из частиц кварца — SiO₂, а известняк — из частиц карбоната кальция — СаСО₃. Нефть плохо смачивает кварц, но очень хорошо пристает к карбонату. В среднем известняковые коллекторы имеют более низкий КИН, нежели песчаниковые, — в известняковых коллекторах нефть, даже на микроуровне, «жмется» к частицам породы, а вода легко просачивается через поры между частицами пласта.

При хороших раскладах, даже имея спокойный темп добычи, за счет традиционных методов добычи, можно достичь среднего значения КИН в 30-35 %. Это значит, что 2/3 найденной геологами нефти нефтяники просто вынуждены оставлять внизу, в пласте. Однако иногда в силу геологического строения пласта значение КИН, при всех ухищрениях нефтяников, может составить цифру в эпические 5 %. Что делать дальше?

Дальше нефть из ловушек, пор и целиков пытаются выдавить уже не «по-хорошему», а «по-злому». На макроуровне это делают тем самым гидравлическим разрывом пласта (в ход идут химия, динамит и даже тактические ядерные заряды), а на микроуровне всячески пытаются поднять собственную текучесть нефти и уменьшить ее сцепление с породой. По-английски эти «злые» технологии собирательно называются EOR — enhanced oil recovery — улучшенные способы добычи нефти.

Легче всего выдавить нефть, подавая в водонапорные скважины углекислый газ. Углекислый газ растворяется в нефти, содержащейся в породе, и собирает ее в более крупные «капли», которые уже можно выдавить вместе с потоком воды в добывающий ствол.

Иногда, в случае очень вязкой нефти, которая все больше и больше приходит на смену простой в добыче легкой нефти XX века, нефтяники даже буквально поджигают пласт. При повышении температуры в пласте, за счет собственного горения и в присутствии образовывающегося при горении С0₂, нефть становится более текучей и легче идет к стволу скважины. Именно так сейчас планируют добывать нефть Баженовской свиты, с которой связаны надежды России на приостановку падения добычи нефти.

Однако все методы EOR — это очень недешевое занятие. Одно дело — убить сумчатого вомбата весом в тонну, а совсем другое дело — искать по деревьям личинки жуков. Одно дело — срубить столетнюю секвойю, а совсем другое занятие — собирать хворост в лесу.

Так и с нефтью. Одно дело — сидеть возле фонтанирующей скважины и считать прибыли при EROI добычи в 100:1, а совсем другое дело — выдавливать нефть из пласта каплю за каплей, качая туда воду или углекислый газ.

И именно из-за этого все технологии EOR обходятся гораздо дороже традиционных способов добычи нефти. Вот оценка европейского агентства IEA по стоимости добычи нефти разными методами, включая и основные методы EOR.

Как видно из графика, вся уже добытая традиционная нефть легко уложилась в пределе себестоимости от 2 до 30 долларов за баррель.

Вытеснение нефти за счет нагнетания СO₂ принципиально будет стоить от 20 до 70 долларов за баррель, за счет других EOR — и того выше — от 30 до 80 долларов за баррель.

Желающие и интересующиеся уже могут оценить по этому графику реальность «нефти по пиисят и зафтра!». При этом, безусловно, исходя из перспектив себестоимости вновь добываемой арктической нефти (от 40 до 100), битумозной, сланцевой и тяжелой нефти (от 40 до 80), нефтеносных сланцев (от 50 до 100) и различных «синтетических» альтернатив — GTL, CTL и BTL. Все эти минеральные альтернативы «лучшим друзьям нефтяников» мы еще рассмотрим по отдельности. Отдельной строкой, как всегда, стоит отметить замечательные себестоимости (в деньгах! не энергетические!) таких педалируемых сейчас «альтернатив», как биоэтанол и биодизель. Кроме того, что биоэтанол и биодизель дают нам в общий баланс потребления энергии жалкие доли процента, так они еще и стоят, как Гитлеру война! Даже дороже технологии CTL (уголь в жидкое), которую использовал и сам Гитлер для получения своего «эрзац-бензина». Короче, вот вам пища для размышлений, и — «имеющий уши да услышит». Ведь Нобуо Танака так и скажет завтра: «Господа, я все сказал еще в 2007 году. И про пик нефти, и про ее будущую цену...». Но он патологоанатом, а не терапевт. Он лишь говорит о том, что больной перед уходом в мир иной потеет, старается и пытается добыть хоть что-то из месторождений этой упрямой нефти.

Хорошо, скажет внимательный читатель. А что это за «другие EOR»? Что там придумали еще для того, чтобы давить нефть из пласта?

Вот они.

Горизонтальное бурение — это попытка по-другому воздействовать на поступление нефти и газа в ствол скважины. Если принципиально уже нельзя поднять давление в пласте, то можно постараться увеличить площадь соприкосновения ствола с вмещающей породой.

Вот на этой картинке видно, что принципиально дает горизонтальное бурение. А — горизонтальная скважина, Б — вертикальная скважина.

При прочих равных горизонтальные скважины обеспечивают больший объем поступления продукта, но у них тоже есть свои ограничения по применению. Однако и у этой технологии есть свои ограничения.

Во-первых, пласт нефти или газа не всегда лежит горизонтально. Если пласт лежит под наклоном или вертикально, а не горизонтально, то и обычная вертикальная скважина выдаст достаточно нефти.

Во-вторых, горизонтальное бурение в целом гораздо более затратная вешь, чем бурение вертикальное или наклонное, ведь управляемо «загнуть» ствол скважины вдоль пласта — удовольствие не из дешевых. С ростом глубины залегания продуктивного слоя проблемы и стоимости такого решения растут по экспоненте.

В-третьих, рано или поздно полезная площадь месторождения будет исчерпана даже для горизонтального бурения. Условно говоря, для «макарон» добывающих скважин в «кастрюле» месторождения просто закончится место, и нефти для их эффективной работы не хватит. Сейчас горизонтальное бурение дополнили так называемой концепцией «много-стволового бурения», когда из одной точки бурится большое число скважин, в результате чего буровая начинает немного походить на осьминога. Вот как это выглядит в виде сверху:

В-четвертых, и это самое важное, горизонтальное бурение никак не повышает собственное давление пласта. Это значит, что если вода в кастрюле уже выкипела (нефть из породы ушла, и давление пласта упало), то, сколько в кастрюлю дополнительных макарон ни засовывай, толку уже от них не будет — нефть в стволы поступать перестанет. Ей и в породе хорошо... Ну и, наконец, гидроразрыв пласта (ГРП). По-английски его называют fracturing или, на сленге нефтяников, «tracking», фрекинг.

Упрощенно это выглядит вот так.

В ствол скважины помещается нечто, что может своим собственным давлением разорвать пласт и обеспечить его дополнительную трещиноватость. Опять-таки, что важно, сам по себе гидроразрыв давление в пласте не повышает, он лишь способствует тому, что нефть или газ начинают поступать в ствол из большего объема пласта.

Исторически для разрыва пласта применяли несколько вариантов. Пласт можно крошить газом под давлением (так называемый gas gun), можно применять обычные взрывчатые вещества, можно, если очень хочется, крошить пласт и тактическими ядерными зарядами (этим в свое время переболел СССР). Сейчас практически все разрывы пласта осуществляются водой, смешанной со специальными химическими веществами и песком.

Вода и химия при этом за счет внешнего давления и за счет химических реакций «раздвигают» поры и трещины породы, а песок потом не дает порам закрыться. Поскольку в воду при современном ГРП мешают уже под сотню химических компонентов, вопрос качества этой воды стоит еще острее, чем при простой закачке воды в пласт. Никакой морской воды, только пресная. И это уже становится во многих местах реальной проблемой.

Так, например, в Китае сейчас вопрос начала массовой добычи новой сланцевой нефти упирается именно в вопрос пресной воды.

Страна, имеющая население в 20 % от мирового, владеет всего лишь 6 % водных ресурсов пресной воды. Кроме того, качество данной воды ниже каких-либо стандартов даже сейчас — 20 % китайского речного стока и 35 % подземных резервуаров воды и поверхностных озер непригодны даже для промышленного и сельскохозяйственного использования уже сейчас. Из этого следует, что пятая часть воды китайских рек и треть озер в Китае уже просто тривиально отравлены. Как может поменяться ситуация в случае резкого роста водопользования для целей ГРП, жизненно необходимого для добычи сланцевого газа и сланцевой нефти или для улучшения добычи нефти традиционной, не сможет предугадать никто. Однако направление изменений ясно и без всякой экспертизы — нормальной пресной воды в Китае в нужных ему количествах тогда вообще не будет.

Итак, резюмируя вышесказанное, лучшие друзья нефтяников — это пористые, трещиноватые вмещающие породы с максимально возможным, длительно не падающим при добыче продукта давлением в пласте. Это и есть то, что мы называем «традиционными» нефтью и газом.

И этих «лучших друзей» у нефтяников становится все меньше и меньше. Их и раньше было мало, а теперь уж и вовсе «таких не делают». И...

И «колокол Хабберта» на традиционной нефти вырисовывается все четче и четче, и бороться с ним все труднее. Нефтяному динозавру светит голодный нефтяной паек.

Вот тут у нас и появляются на арене битумозная, сланцевая и тяжелая нефть, нефтеносные сланцы, природный газ, уголь и всякие непонятные аббревиатуры GTL, CTL и BTL. Потому что цивилизация — это упорядоченная структура, и ей надо рассеивать энергию, а цивилизационный гегемон современного мира, динозавр по имени США, хочет есть. И, конечно же, хочет продлить свою Вечность, хоть и вышел уже на пологий склон своей S-кривой. И поэтому нефтяной динозавр судорожно ищет альтернативы. Ведь дальше ему светит второе, падающее плечо «колокола Хабберта», коллапс и быстрая смерть.

Ключевые слова: бурение, затраты, новые технологии, снова затраты, вода.

Ключевые смыслы: фонтан нефти и сбор по каплям — почувствуйте разницу; ну еще, миленький, капельку; лучшие друзья подвели.

Приложение к главе: «Эффект парадигмы».