Сланцевий газ в Україні

Сланцевий газ в Україні
Площа, кв. км:	7800 км²
Газові родовища:	від 2 трлн. м³ (мінімальні)[1]

Сланцевий газ в Україні
Площа, кв. км:	6 324 км².
Газові родовища:	0,8-1,5 трлн. м³. газу.

У цій статті відсутній вступний розділ, що має містити визначення предмета і стислий огляд найважливіших аспектів статті. Ви можете допомогти проєкту, написавши преамбулу.

Аналіз показує, що найбільш перспективними на сланцевий газ в Україні є Юзівська площа (Східна Україна) та Олеська площа (Західна Україна), рис. Крім того його ресурси прогнозуються в Карпатах, Північному Криму і, можливо, на шельфі Чорного моря. За прогнозами американського геолога С. А. Кристофферсена^[2] ресурси сланцевого газу в Донецькому басейні можуть сягати до 51,8 трлн м³. Якщо прийняти, що видобувні ресурси становлять 20 % від загальних ресурсів^[3], то Донецький басейн має потенціал видобувних ресурсів до 10,36 трлн м³. Розрахунок за моделями компанії Petrohawk дає близький результат: загальні ресурси сланцевого газу в Донецькому регіоні (Юзівська площа) — від 1,4 до 57 трлн м³, видобувні — від 0,28 до 11,4 трлн м³.

За оцінками Адміністрації енергетичної інформації США^[4], опублікованими у червні 2013 р., технічно видобувні ресурси сланцевого газу на території України складають 3,6 трлн м³ (1,75 % світових запасів). У 2011 р. Адміністрація енергетичної інформації США оцінювала українські технічно видобувні ресурси сланцевого газу на рівні 1,2 трлн м³ (0,6 % від оцінених світових запасів), а загальні ресурси — на рівні близько 5,6 трлн м³. За даними звіту компанії Dixi Group, оцінки ресурсів сланцевого газу в Україні різняться і складають від 5 до 8 трлн м³, з яких технічно видобувними є 1 — 1,5 трлн м³.

Науково-дослідний інститут «Науканафтогаз», що входить в структуру НАК Нафтогаз України, оцінив загальні технічно видобувні ресурси сланцевого газу в Україні на рівні 22 трлн м³, в тому числі 14,3 трлн м³ в східному регіоні, 3,4 трлн м³ в західному регіоні та 4,3 трлн м³ — в південному регіоні. За оцінкою керівника центру нафтогазогеологічних досліджень Науканафтогазу Сергія Вакарчука, для комерційного видобутку можуть бути доступні в 3–4 рази менші обсяги сланцевого газу. Це ставить Україну на третє місце в Європі за обсягами резервів цього типу вуглеводнів після Польщі і Франції.

За повідомленнями інформаційних інтернет-агентств, хронологія розвитку подій по сланцевому газу України виглядає наступним чином^[5]:

2006 р. Підписано договір між англо-голландською компанією Shell і ДК «Укргазвидобування» щодо двох проектів з пошуку і видобутку сланцевого газу.

2007 р. ці ж дві компанії затверджують угоду про пошуки і видобуток сланцевого газу в Дніпровсько-Донецькій западині.

2010 р. Україна видає ліцензії на розвідку сланцевого газу компанії Shell і американській компанії Exxon Mobil.

2011 р., вересень — підписано угоду з компанією Shell про буріння на газ у Харківській області на шести ділянках загальною площею 1 300 км². Інвестиції в проект передбачені в обсязі $800 млн.

2012 р., травень — стали відомі переможці конкурсу по розробці Юзівської (Донецька область) і Олеської (Львівська область) газових площ. Ними стали компанії Shell і Exxon Mobil, відповідно. Було заявлено, що промисловий видобуток на цих ділянках може початися в 2018—2019 рр.

2012 р., жовтень — компанія Shell почала буріння пошукової свердловини Біляївська-400 поблизу села Веселе Первомайського району Харківської області.

2013 р., січень — у Давосі (Швейцарія) за участю президента України між англо-голландською компанією Shell і українською «Надра Юзівська» підписано угоду про розподіл продукції від видобутку сланцевого газу на Юзівській ділянці в Харківській і Донецькій областях.

2013 р. листопад — американська компанія Chevron починає роботи на Олеській ділянці (Львівська та Івано-Франківська області). Початок буріння першої свердловини очікувалося в липні 2014 р.

2014 р., 1 квітня — на свердловині Біляївська-400 на глибині понад 4 тис. м проведений гідророзрив пласта і отримані перші кубометри газу щільних пісковиків України. Про дебіти газу не повідомляється.

У березні 2014 р. Shell і найбільша українська газовидобувна держкомпанія «Укргазвидобування» в рамках договору про спільну діяльність завершили буріння другої розвідувальної свердловини Ново-Мечебилівська-100 в Близнюківському районі Харківської області. У 2014 р., з початком агресії Росії на Сході України, компанія Chevron вийшла з проекту з видобутку сланцевого газу. Chevron остаточно закрила своє представництво в 2015 р.

2014 р., 13 травня — сепаратиський рух «Юго-Восток» прийняв офіційну резолюцію про суверенітет і організацію державного управління донецької та луганської народних республік. В оприлюдненій «Дорожній карті незалежності» окремим пунктом 3.9 значиться: «Заборона на видобуток сланцевого газу».^[3]

У березні 2015 р. компанії Shell та «Укргазвидобування» повідомили про намір припинити дію договору про спільну діяльність, який передбачає пошук, розвідку та видобуток вуглеводнів на території Харківської області^[6]. Зокрема, йдеться про закриття свердловин «Беляївська-400» і «Ново-Мечебилівська-100». Причиною дипломатично названа недостатня економічна доцільність подальшого розвитку проекту.^[7]

У жовтні 2015 р. «Надра Юзівська» оголосила конкурс на залучення нового інвестора для реалізації проекту. 27 липня 2016 р. стало відомо, що перемогу в конкурсі здобула зареєстрована в Нідерландах компанія «Yuzgaz B.V.» («Юзгаз»), оскільки «запропонувала найбільш привабливу програму георозвідувальних робіт на ділянці».^[8]

Нині видобуток сланцевого газу в Україні повністю зупинений. Експерти пояснюють це кількома причинами, серед яких конфлікт на Донбасі, цінова кон'юктура на вуглеводневих ринках. Відновити видобуток планують з 2020 року.^[9]

• 1. За укладеними угодами про розподіл продукції між українською стороною та компаніями Shell і Chevron з передбачуваних 20 млрд м³ щорічного обсягу видобутку 13 млрд м³ (65 %) відходить до компаній Shell і Chevron компенсацією витрат на розвідку та видобуток. Ще частина йде інвесторам. Україна для розподілу залишається всього 5 млрд куб. м. При цьому необхідно мати на увазі, що дебіт (величина припливу) свердловин на сланцевий газ падає дуже швидко^[10]. Тому українська сторона навряд чи зможе скористатися сланцевим газом вже пробурених свердловин після компенсації витрат буровим компаніям і інвесторам.^[11]
• 2. Комерційний директор британської JKX Oil & Gas, яка є материнською структурою «Полтавської газонафтової компанії», Пилип Воробйов на прес-конференції у Києві 2 березня 2016 р. зазначив, що вартість буріння свердловин для видобутку сланцевого газу в Техасі (США) складає 3,5 мільйона доларів, а в Україні — 15 мільйонів.

• 1. У нафтогазовій галузі немає прикладів такого потужного впливу на надра, як при видобутку сланцевого газу. Досить зазначити, що для видобутку 1 т цього газу потрібно закачати в пласт не менше 100 кг піску і 2 т води. Технологія видобутку газу полягає в бурінні свердловин з горизонтальною ділянкою стовбура довжиною до 1 200 м і багатоступінчатим ГРП. У міру виснаження припливу ГРП неодноразово повторюється. Для перших операцій ГРП було потрібно приблизно 1000 т води і 100 т піску. В даний час в горизонтальних свердловинах вартістю $ 2,6-3 млн для однієї операції ГРП необхідно близько 4 000 т води і 200 т піску. В середньому, протягом року на кожній свердловині проводиться три ГРП .
• 2. Застосування технології ГРП, за багатьма дослідженнями і оцінками експертів, несе екологічні ризики. Так дослідження Європейського Парламенту «Вплив видобування сланцевого газу та сланцевої нафти на довкілля та здоров'я людей» показало, що 58 з 260 застосовуваних в процесі ГРП речовин мають одну або кілька небезпечних властивостей [European Parliament's Committee on Environment. 2011]. У тому числі, 6 з них відносяться до списку речовин найвищої небезпеки, згідно з класифікацією Європейської Комісії, 38 класифікуються як небезпечні токсини, 8 речовин класифікуються як відомі канцерогени, 7 класифікуються як мутагенні, 5 — як такі, що впливають на репродуктивні процеси.
• 3. У висновках іншого дослідження «Хімічні речовини, що використовуються в гідравлічному для гідророзриву» Комітету Палати представників США з енергетики і торгівлі, виконаному у 2011 р., зазначено, по-перше, що цей аналіз є найбільш комплексною національною оцінкою типів і обсягів хімічних речовин, які використовуються в процесі гідравлічного розриву пласта; по-друге, що в 2005—2009 роках 14 провідних в галузі ГРП компаній в Сполучених Штатах використовувалося понад 2500 продуктів (реагентів) гідророзриву, що містять 750 сполук і понад 650 з них містили хімікати, які відомі або є можливими канцерогенами людини, або внесені до списку небезпечних забруднювачів повітря [United States House Committee on Energy and Commerce, 2011].

Крім цих оцінок є багато більш локальних досліджень і спостережень, які містять як аргументи «за» так і «проти» технології ГРП, які в основному корелюють з вказаними аргументами значимості технології ГРП та її ризиків.

• 4. Екологічні ризики ГРП обумовлені, головним чином, імовірністю землетрусів, а також проникнення застосовуваних в цій технології хімічних речовин у водоносні горизонти і вище — аж до поверхні землі. Детальні дослідження [Robert J. та ін.., 2015] показали, що землетруси можуть бути в окремих випадках спричинені ГРП, але цей ефект не є поширеним, і магнітуда землетрусів невелика — порядка 2-3 за шкалою Ріхтера.
• 5. Причини міграції хімічних речовин ГРП у гірському масиві називають різні, зокрема, виникнення землетрусів з малою магнітудою, що спричинені бурінням свердловин і проведенням ГРП (за даними [Щерба В. А., 2013] спостерігаються тисячі мікроземлетрусів), природна і новоутворена тріщинуватість гірських порід, капілярне всмоктування [Daniel T. та ін., 2015] тощо. При цьому підкреслюється вирішальний вплив характеристик геологічного середовища на явище висхідної міграції, оцінюються її швидкість і часові рамки від місця ГРП через корінні породи до неглибоких водоносних шарів. Т.Майерс [Myers, T., 2012] припустив, що така міграція може статися менш ніж за 10 років. У роботі [Samuel A., 2014] часові рамки такої міграції оцінені в понад 100 років. Наявність гідравлічного зв'язку між чорними сланцями і неглибокими водоносними шарами констатують також Rozell і Reaven [Rozell, D.J., and S.J. Reaven. 2012], Warner та ін.. [Warner, N.R. та ін.., 2012].
• 6. Автори [Samuel A., 2014] дослідили фактори, які контролюють міграцію рідини на глибині. Зокрема, вони розглянули висхідну міграцію рідин ГРП і сольових розчинів у чорних сланцях США в залежності від проникності вище-залеглих шарів порід та головних градієнтів, так як саме ці змінні, на їх переконання, детермінують напрям і величину вертикальних міграційних потоків рідин при ГРП. Наголошується на значно більшій (на порядок) горизонтальній міграції в порівнянні з вертикальною міграцією. Показано багатофакторність процесу міграції рідкої фази, на яку впливають, зокрема, розподіл зерен за розмірами, напруження в пласті, ступінь його насичення флюїдами, цементаційні процеси. Ці фактори часто спричиняють зниження проникності пласта-колектора на кілька порядків. Багатофазність рідин (наприклад, нафта, природний газ, і вода) в пористих середовищах теж суттєво знижує проникність. Переважання дрібнозернистих порід (сланці, алевроліти і аргіліти) і шарувата структура осадових басейнів обмежує вертикальну проникність корінних порід вище чорних сланців.
• 7. Особливої уваги заслуговують емпіричні дослідження вертикального зростання тріщини при виконанні стимуляції ГРП. Дослідження для умов сланців родовищ США (Барнетт, Eagle Ford, Марцелл, Woodford і Niobrara) виконані Фішером та ін. [Fisher, K., and N. Warpinski. 2011] фіксують максимальну висоту зростання тріщини (верхньої межі руйнування) під час кожної записаної стимуляції ГРП, як правило, близько 100 м від місця прикладення тиску гідророзриву. При цьому ГРП реалізувався на глибинах 1500—2500 м. В різних басейнах висота тріщин дещо варіює, що, очевидно, залежить від геологічної ситуації, а максимальна зафіксована висота тріщини трохи більше 500 м [Davies, R.J. та ін., 2012]). Зауважимо, що досліджувалася висота «первинної тріщини» — безпосередньо після ГРП. Її розвиток не простежувався.
• 8. Ще одним важливим аспектом розвитку порового простору після ГРП є поширення тиску по тріщинах. Встановлено, що крім мережі тріщин (тобто, тільки за межами поверхні тріщини або в крайніх межах поширення тріщини), зміна пластового тиску залежить від властивостей порід і флюїдів, які контролюють поширення тиску. Природні позитивні градієнти тиску (що є обовʼязковою умовою руху флюїду знизу-вгору) мають місце внаслідок топографічних факторів або реліктового надлишкового тиску на глибині [Samuel A., 2014].
• 9. Водночас, слід констатувати брак дослідження умов руйнування гірського масиву ГРП та проблеми пост-ефектів розвитку пористого про¬стору при гідравлічному розриві пласта. У наведених дослідженнях відсутній теоретичний аналіз процесу руйнування гірських порід при ГРП, можливостей моніторингу його кінетики, еволюції та прогнозу наслідків практичного застосування технології ГРП. Динаміка розвитку тріщинуватості у гірському масиві після ГРП практично недосліджена. Одним з можливих механізмів такого «саморозвитку» тріщинуватості гірських порід в присутності рідин є, як відомо, прояв ефекту Ребіндера [Andrade, E. N. D. C.; Randall, R. F. Y., 1949; Malkin, A. I., 2012; Ю. В. Горюнов та ін., 1966]. Ступінь прояву ефекту Ребіндера і його роль в міграції впровадженої рідини залежить від природи геоматеріалу.
• 10. Виконаний теоретичний аналіз пост-ефектів технології ГРП видобутку сланцевої нафти і газу показав наявність потенційно загрозливих чинників, які потребують подальшого дослідження [V.Biletskyi, L. Horobets, M. Fyk, A.-S. Mohammed, 2018]:
  •  — розвитку зон тріщиноутворення з наростаючим утворенням фрагментів, окремостей, тонких частинок, активованих по тракту буріння свердловин та ГРП;
  •  — систематичної сейсмічної активності розроблюваних пластів в результаті взаємодії вогнищ тріщиноутворення (з урахуванням принципу концентраційного укрупнення тріщин, релаксації напружень, зростання акустичної активності, авторезонансу, саморуйнування-диспергирования, викиду газів і пилу);
  •  — заповнення зон тріщиноутворення і тонкодисперсного активованого геоматеріалу хімічними речовинами з отруєнням органічних пластів землі і водоносних горизонтів; темпоральна оцінка розвитку пористого простору (по пласту і перпендикулярно його простяганню) за рахунок ефекту Ребіндера.

• Білецький В. С., Гайко Г. І., Орловський В. М. Історія та перспективи нафтогазовидобування: Навчальний посібник. — Харків–Київ, НТУ «ХПІ»; Київ, НТУУ «КПІ імені Ігоря Сікорського»: ФОП Халіков Р. Х., 2019. — 302 с. ISBN 978-617-7565-25-2
• Luca Gandossi, Von Estorff, Ulrik (2015). An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production — Update 2015 (PDF). Електронний ресурс. [Режим доступу]: https://ec.europa.eu/jrc/en/publication/eur-scientific-and-technical-research-reports/overview-hydraulic-fracturing-and-other-formation-stimulation-technologies-shale-gas-0
• Luca Gandossi, Ulrik Von Estorff. An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production/Scientific and Technical Research Reports/ Joint Research Centre of the European Commission; Publications Office of the European Union. doi:10.2790/379646. ISBN 978-92-79-53894-0. ISSN 1831-9424. Retrieved 31 May 2016.
• King, George E (2012), Hydraulic fracturing. Електронний ресурс. [Режим доступу]: http://www.kgs.ku.edu/PRS/Fracturing/Frac_Paper_SPE_152596.pdf
• Щерба В. А. Экологические проблемы «сланцевой революции» // Журнал Социально-экологические технологии. Выпуск № 2 / 2013. С. 120—125.
• Мала гірнича енциклопедія. тт. І, ІІ, ІІІ (за редакцією В. С. Білецького). — Донецьк: Донбас, 2004, 2007. — 640 с., 652 с. Донецьк: Східний видавничий дім, 2013. — 644 с.
• Impacts of shale gas and shale oil extraction on the environment and on human health. European Parliament's Committee on Environment. 2011. — 88 p. Електронний ресурс. [Режим доступу]: http://www.europarl.europa.eu/document/activities/cont/201107/20110715ATT24183/20110715ATT24183EN.pdf
• CHEMICALS USED IN HYDRAULIC FRACTURING // United States House Committee on Energy and Commerce. April 2011. 30 p. Електронний ресурс. [Режим доступу]: https://web.archive.org/web/20131004213846/http://democrats.energycommerce.house.gov/sites/default/files/documents/Hydraulic-Fracturing-Chemicals-2011-4-18.pdf
• Robert J. Skoumal, Michael R. Brudzinski, and Brian S. Currie. Earthquakes Induced by Hydraulic Fracturing in Poland Township, Ohio. //Bulletin of the Seismological Society of America February 2015 vol. 105 no. 1. Р. 189—197.
• Daniel T. Birdsell, Harihar Rajaram, David Dempsey, Hari S. Viswanathan. Hydraulic fracturing fluid migration in the subsurface: A review and expanded modeling results. // Water Resources Research. Volume 51, Issue 9 September 2015. Pages 7159–7188. DOI: 10.1002/2015WR017810
• Myers, T. 2012. Potential contaminant pathways from hydraulically fractured shale to aquifers. Ground Water 50, no. 6: 872—882. DOI:10.1111/j.1745-6584.2012.00933.x.
• Samuel A. Flewelling, Manu Sharma. Constraints on Upward Migration of Hydraulic Fracturing Fluid and Brine // Croundwater. Volume 52, Issue 1 January/February 2014. Pages 9–19. DOI: 10.1111/gwat.12095
• Rozell, D.J., and S.J. Reaven. 2012. Water pollution risk associated with natural gas extraction from the Marcellus Shale. Risk Analysis 32, no. 8: 1382—1393. DOI:10.1111/j.1539-6924.2011.01757.x.
• Warner, N.R., R.B. Jackson, T.H. Darrah, S.G. Osborn, A. Down, K. Zhao, A. White, and A. Vengosh. 2012. Geochemical evidence for possible natural migration of Marcellus Formation brine to shallow aquifers in Pennsylvania. Proceedings of the National Academy of Sciences USA 109, no. 30: 11961–11966.
• Fisher, K., and N. Warpinski. 2011. Hydraulic fracture-height growth: Real data. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition, SPE 145949, October 30–November 2, 2011, Denver, Colorado.
• Davies, R.J., S. Mathias, J. Moss, S. Hustoft, and L. Newport. 2012. Hydraulic fractures: How far can they go? Marine and Petroleum Geology 37, no. 1: 1–6.
• Andrade, E. N. D. C.; Randall, R. F. Y. (1949). «The Rehbinder Effect». Nature. 164 (4183): 1127. Bibcode:1949Natur.164.1127A. doi:10.1038/1641127a0.
• Malkin, A. I. (2012). «Regularities and mechanisms of the Rehbinder's effect». Colloid Journal. 74 (2): 223—238. doi:10.1134/S1061933X12020068.
• Киселёва Н. Л. Сланцевый газ Украины: надежды, реальность, политика. ПРОСТРАНСТВО И ВРЕМЯ 2(16)/2014. С. 257—263.
• Kristoffersen S.-A. Gas Shale Potential in Ukraine. An Assessment of a Large Opportunity. Bahrain: Lulu.com, 2010.
• Горюнов Ю. В., Перцов Н. В., Сумм Б. Д. Эффект Ребиндера. — Москва: Изд-во «Наука», 1966. — 127 с.
• V.Biletskyi, L. Horobets, M. Fyk, A.-S. Mohammed. THEORETICAL BACKGROUND OF ROCK FAILURE AT HYDRAULIC SEAM FRACTURE AND AFTEREFFECT ANALYSIS V. // Mining of Mineral Deposits. Volume 12 (2018), Issue 3, pp. 45-55.