Об авторе: Григорий Аронович Шехтман – геолог-геофизик, доктор технических наук, лауреат Государственной премии СССР.
6.10.18

Природные газовые гидраты (ПГГ) по внешнему виду напоминают рыхлый лед. Они представляют собой твердые кристаллические соединения, образующиеся при определенных температурах и давлениях из воды и низкомолекулярных газов. Керн газогидрата, поднятый на поверхность, может гореть, но быстро распадается, превращаясь в жидкую грязь. Содержание метана в ПГГ очень высоко: из одного кубометра можно получить более 160 куб. м метана.

Образование и накопление ПГГ происходит в зоне стабильности гидратов (ЗСГ) природного газа, термобарический и геохимический режим которой соответствует условиям существования гидратов газа определенного состава. Наличие ЗСГ не свидетельствует о непременном нахождении ПГГ в интервале ее глубин, и для их образования необходимо благоприятное сочетание соответствующих условий. Для формирования ЗСГ метана в отложениях суши необходимо наличие толщи многолетнемерзлых пород (ММП) мощностью до 300 м или ледникового покрова такой же мощности. ЗСГ метана приурочена к полярным и высокогорным районам, где выполняются необходимые термодинамические условия.

Термодинамические условия для образования гидрата метана имеются на 95% площади Мирового океана. Считается, что ЗСГ метана появляется в полярных морях приблизительно на глубине 300 м, а в тропических морях – на глубине 600 м.

ПГГ образуют пласты многометровой мощности, а также распределяются в горных породах в виде микроскопических включений. Основные ресурсы ПГГ (свыше 90%) приходятся на акватории Мирового океана и всего лишь несколько процентов – на арктическую сушу. Из-за недостаточной геологической изученности содержания ПГГ в земных недрах, содержание газа в гидратах оценивают в довольно широком диапазоне – от 2.0.1014 до 7.6.1018 куб. м. По некоторым оценкам, в зоне экономических интересов США в Тихом и Атлантическом океанах содержится 90.1012 куб. м гидратного газа, 40.1012 куб. м – вокруг Японии, 50.1012 куб. м – на севере Канады.

По данным ВНИИГАЗ, ресурсы природного газа в ПГГ суммарно континентальной и шельфовой областях России оцениваются в 100–1000 трлн куб. м, причем на континентальной части России – не более 100 трлн куб. м.

Подавляющая часть ПГГ приурочена к морским донным осадкам, а также к зонам распространения ММП, в которых они встречаются ниже подошвы ММП и непосредственно в них. Гидраты могут быть "вморожены" в окружающую среду в законсервированном виде. "Самоконсервация" газовых гидратов состоит в очень медленном их разложении при снижении внешнего давления в области отрицательных температур вследствие образования пленки льда на поверхности газового гидрата. Когда на поверхности гидрата сплошная корочка льда достигает критической толщины, дальнейшее разложение гидрата практически прекращается. Гидраты способны создавать выбросы, образуя значительные по размеру воронки. Такие воронки (кратеры) сравнительно недавно были замечены на полуостровах Ямал и Гыдан.

Немного истории

Приоритет в открытии ПГГ принадлежит советским ученым. Общепризнаны пионерские исследования, выполненные И.Н. Стрижовым, М.П. Мохнаткиным, Н.В. Черским, а также исследования, выполненные Ю.Ф. Макогоном, в которых результаты лабораторного моделирования газогидратов в пористых средах подтвердили возможность образования ПГГ в недрах земли.

Предположение о существовании ПГГ с образованием газогидратных залежей впервые высказал российский нефтяник Стрижов в 1946 году, а уже с середины 1960-х годов под руководством академиков А.А. Трофимука и Н.В. Черского стали активно развиваться геологические аспекты проблемы ПГГ, существующих как на суше, так и в акваториях, причем задолго до того, как к этим проблемам проявился научный и практический интерес за рубежом. Нашим ученым принадлежит также приоритет в отборе керна ПГГ из морских отложений. Первый природный образец газогидрата был поднят летом 1972 года на борт исследовательского судна в Черном море. Эти работы, а также гипотеза о газогидратной природе Мессояхского газового месторождения (Норильский промышленный район) послужили предпосылкой для последующих исследований. В результате были разработаны принципы распознавания гидратосодержащих пород по данным каротажа скважин.

В 1980–1990-е годы активную работу по исследованию морских гидратов провели российские геологи Г.Д. Гинзбург и В.А. Соловьев. Они обобщили данные по субмаринным гидратам и предложили детальные геологические модели образования и накопления природных гидратов. Работы этих и других отечественных исследователей позволили создать первые методики по оценке ресурсов газа в гидратном состоянии. В последующие годы в России ценные данные о возможном существовании газогидратных скоплений на суше были получены тюменскими геологами (С.Е. Агалаков и др.).

О большом интересе к газогидратной тематике свидетельствует тот факт, что ежегодно по ней в мире публикуется около 500–600 работ, что в 2–2,5 раза выше, чем 15 лет назад.

Поиски месторождений ПГГ

Континентальные залежи ПГГ приурочены к локальным поднятиям и зонам тектонических нарушений, выполняющих роль путей миграции углеводородов из глубоко погруженных толщ в зону гидратообразования. Весьма перспективными на поиски ПГГ считаются участки выходов на земную поверхность коллекторских толщ через зону образования ПГГ по бортам прогибов и впадин. В России такие зоны имеются на территории Печорской плиты, на западной и восточной окраинах Западно-Сибирской платформы, на бортах Енисей-Хатангского, Предверхоянского прогибов, Вилюйской и Тунгусской синеклиз Восточно-Сибирской платформы и в других районах.

К настоящему времени континентальные ПГГ, обнаруженные с помощью отбора керна или по данным каротажа, находятся на северном склоне Аляски, в дельте реки Маккензи (в Канаде), на Арктических островах Канады, в Восточной Сибири (устье реки Оленек), в Западной Сибири (район Ямбургского и Заполярного НГКМ), в Западной Якутии. Классическим примером залежей ПГГ является Мессояхское месторождение, расположенное в пределах Усть-Енисейского района Красноярского края.

Поиски и исследования континентальных залежей ПГГ ограничены рядом технологических факторов. Дело в том, что упругие и электрические свойства газогидратов близки к свойствам льда, содержащегося в поровом пространстве ММП. Это приводит к невысокой эффективности геофизических методов (сейсморазведки и электроразведки) при изучении мерзлых разрезов. К определенным успехам в идентификации наличия отложений ПГГ приводит использование стандартного каротажа и высокоточной термометрии. Значительный прикладной интерес представляет тот факт, что при температуре, близкой к 273 К, коэффициент теплопроводности у гидратов метана и пропана примерно в пять раз ниже теплопроводности льда. Тем самым вполне обоснованным выглядит использование для выявления залежей ПГГ измерений теплового и диффузионного потоков.

Субмаринные залежи ПГГ расположены в акваториях разного типа, которые условно разделяют на геодинамические зоны: глубоководные бассейны внутренних и окраинных морей, континентальные склоны, подводные хребты островных дуг.

Простейшую модель залежи ПГГ представляют в виде однородного пласта с пониженной плотностью и повышенной скоростью распространения упругих волн. В такой модели имеются две контрастные границы: у поверхности дна, где расположена кровля залежи, и на нижней граничной глубине. Изменение плотности отложений и скорости распространения в них упругих волн при гидратообразовании создает предпосылки для выявления газогидратов сейсмоакустическими методами.

Гидраты обычно распространены в нижней части зоны гидратообразования, а вверх по разрезу их содержание сокращается. Кровля слоя ПГГ, не являясь резкой сейсмической границей, обычно не дает четких сейсмических отражений. Сама же зона гидратообразования обычно начинается ниже поверхности дна от 0,5 до 10 и более метров. Поэтому для обнаружения кровли гидратоносных пластов необходимо применять сейсмоакустические методы с высокой разрешающей способностью, которую может обеспечить диапазон частот от 100 Гц до 10 кГц.

Гидратосодержащие отложения морского дна изучены достаточно подробно благодаря сейсмоакустическим данным, получаемым при сейсмическом профилировании морского дна с морских судов.

Классическим признаком наличия газогидратов в донных осадках является особое сейсмическое отражение BSR (bottom simulating reflection), повторяющее конфигурацию поверхности дна, но не являющееся кратным отражением, как некогда считали. В интервале от донного сейсмического отражения до BSR наблюдается ослабление амплитуд сейсмического сигнала, а также степени когерентности отраженных волн. Важным критерием при анализе данных сейсморазведки является связь между глубиной аномальных горизонтов и глубиной дна. Общая закономерность состоит в возрастании глубины подошвы зоны газогидратов (горизонта BSR) с увеличением глубины дна. Этот признак наряду с аномальным повышением скоростей упругих волн позволяет отличить эффект, обусловленный присутствием газогидратов в донных грунтах, от сейсмических аномалий другого типа. Отсутствие отражений BSR при наличии гидратов объясняется небольшой толщиной их слоя. Наблюдающееся иногда уменьшение скорости упругих волн бывает связано с наличием подгидратных газовых залежей, в которых скорость распространения продольных сейсмических волн понижается.

Отражающий горизонт BSR рассматривают скорее как признак потенциально газогидратных акваторий, способных содержать скопления газогидратов, а не как признак самих скоплений. Технологии прямых геофизических методов для поисков залежей ПГГ пока отсутствуют.

Способы добычи газа из залежей ПГГ

Практическая значимость ПГГ как углеводородного сырья в значительной степени определяется технологиями их освоения. К настоящему времени предложены различные методы разработки месторождений ПГГ, которые основаны на общем принципе перевода газа из гидратов в свободное состояние непосредственно внутри залежи.

В одном из методов гидраты дестабилизируют путем искусственного понижения давления в газогидратной зоне (метод разгерметизации). Суть его состоит в том, что газогидрат распадается на газ и воду при снижении давления, оказываемого на газогидрат, ниже уровня фазового равновесия. Достоинства этого метода – невысокие затраты, простота, быстрая добыча больших объемов. Основной недостаток состоит в том, что образовавшаяся вода при низких температурах может закупорить оборудование.

Суть другого метода состоит в нагревании газогидратов, при котором они разлагаются на газ и воду. Термическое воздействие оказывают путем подачи в газогидрат теплоносителя в виде горячего воздуха, пара, горячей жидкости, сжигания части добытого газа или нагревом от электричества. Достоинство – простота процесса, недостатки – высокие затраты энергии, медленное разложение гидратов, постоянное увеличение количества подводимой энергии из-за поглощения тепла при разложении гидратов.

Третье направление развития технологий разработки месторождений ПГГ – введение ингибитора. Суть его состоит в разложении ингибиторами гидрата на газ и воду. В качестве ингибитора используют пересыщенный раствор хлорида или бромида кальция, а также морскую воду. Эта технология апробирована в США, где в залежь ПГГ вводили смесь азота с оксидом углерода в разных пропорциях, регулируя тем самым дебит. Достоинства метода – возможность контроля над объемами получаемого газа путем изменения объемов введенного ингибитора. Недостатки – высокая цена, медленное протекание химических реакций, экологическая опасность.

Наиболее оптимальным из перечисленных методов является схема декомпрессии, то есть снижения давления в пласте. Но эта схема неизбежно требует решения проблем подвода тепла, компенсирующего теплоту разложения газогидратов. Необходимость подвода тепла к зоне разложения газогидратов является основным условием, характерным для всех способов добычи природного газа из залежей ПГГ.

При наличии под залежью ПГГ свободного природного газа разработка ПГГ осуществляется способом, схожим с добычей конвенциального газа. Добыча свободного газа из нижнего пласта вызывает снижение давления в пласте ПГГ и разрушает границу между этими пластами. Газ, полученный из газогидратов путем подобной разгерметизации, дополняет газ, полученный из нижнего пласта. Такое направление разработки месторождений ПГГ считается наиболее перспективным. Когда под залежью ПГГ находится вода, то снижение давления в зоне гидратов может быть достигнуто путем ее извлечения. В случае присутствия в разрезе выше и ниже залежи ПГГ непроницаемых пород разработка залежи становится наиболее трудоемкой.

Экологические проблемы

Серьезной проблемой, связанной с присутствием и разработкой месторождений ПГГ, является обеспечение экологической безопасности. ПГГ могут приводить к технологическим осложнениям при бурении и эксплуатации скважин на нефть и газ, при сооружении плавучих платформ и др. Ряду природных катаклизмов и загадочных явлений подчас придают "газогидратное" объяснение (подводные оползни и обвалы, существование пресловутого Бермудского треугольника и др.). Выбросы предположительно газогидратного газа наблюдались на территории России при морском разведочном бурении в Печорском море вблизи о. Колгуев.

Разработка ПГГ на шельфе влечет за собой экологическую угрозу, связанную с глобальным потеплением. В настоящее время вечная мерзлота в Западной Сибири оттаивает на 4 см в год, а в ближайшие 20 лет ее граница сдвинется на север примерно на 80 км. Заметно теплеет вода морей и океанов. В результате этого можно потерять ценный углеводородный ресурс в виде ПГГ. Более того, при разложении аквальных ПГГ из-за повышения температуры даже на несколько градусов выделяемый из газогидратов метан попадет в атмосферу Земли, усугубляя парниковый эффект. Полагают, что при быстротечном разрушении залежей ПГГ могут возникать волны-цунами, способные нанести ущерб прибрежным территориям. Считают, что гигантские воронки на Ямале в 2012–2013 годах образовались из-за выбросов газогидратов, вызванных прогревом земной поверхности. Разработка выявленных к настоящему времени месторождений аквальных ПГГ сдерживается из-за довольно неустойчивого состояния, чреватого взрывным разрушением их массивов при использовании известных промышленных технологий разработки.

Так грядет ли газогидратная революция?

Огромный интерес к проблеме ПГГ обусловлен тем фактом, что в ближайшей перспективе ПГГ могут стать новым источником природного газа благодаря огромным ресурсам, неглубокому залеганию и концентрированному состоянию в них газа.

В течение многих лет действуют национальные газогидратные программы в США, Японии и Индии. Активно проводятся исследования ПГГ в Китае и Южной Корее. В Конгрессе США законодателями давно поставлена вполне реализуемая для этой страны задача стать в XXI веке мировым лидером в разведке и создании технологий освоения ПГГ. На практическую реализацию этой амбициозной задачи выделяют значительное государственное финансирование.

Залежи ПГГ обладают наибольшим ресурсным потенциалом по сравнению с другими источниками газа. Однако добыча газа из залежей ПГГ в промышленном масштабе нигде в мире пока не ведется. Связано это с тем, что себестоимость газа, добытого из таких залежей, будет несопоставимо выше, чем стоимость газа, добытого из традиционных месторождений. Однако рост цен на энергоресурсы и совершенствование технологии газодобычи могут привести к экономической целесообразности разработки месторождений ПГГ.

Первыми в грядущей газогидратной революции могут быть страны, в которых практически полностью отсутствуют традиционные источники углеводородного сырья. К ним в первую очередь относится Япония. В этой стране с 1995 года действует Национальная программа по исследованию и освоению аквальных залежей ПГГ. Наиболее крупные из них обнаружены в Нанкайской впадине в 60 км от берегов Японии на глубинах от 950 до 1200 м. Бурением подтверждено наличие 18 месторождений. Согласно прогнозам специалистов, объемы метана на шельфе Японии составляют 12 трлн куб. м, что в 170 раз превышает объемы ежегодного потребления газа в этой стране. В мае 2017 года Минприроды Японии сообщило о том, что компания JOGMEC (Japan Oil, Gas and Metals Corp.) успешно добыла природный газ из гидратов метана. Эта компания продолжает проводить тесты, нацеленные на изучение надежности и безопасности применяемой технологии. Власти Японии выделили 180 млн долл. на разработку технологии добычи газа из ПГГ, однако компания не торопится воспользоваться этим предложением, столкнувшись с основной проблемой – засорением оборудования песком. По этой причине JOGMEC в 2013 году прервала тестовую добычу газа из нового источника. Тогда Япония за 6 дней произвела 120 тыс. куб. м газа из гидрата метана после почти 10 лет поисковых работ у берегов префектуры Аити.

Южная Корея планирует начать бурение для опытно-промышленной добычи метана из залежей ПГГ шельфа в Японском море. Свое первое месторождение ПГГ с мощностью газоносного пласта 130 м корейцы обнаружили в 135 км к северо-востоку от южнокорейского порта Пхохан.

Себестоимость добычи газа из залежей ПГГ зависит в первую очередь от геологических условий и применяемой технологии. Оценка средней себестоимости по ряду причин пока исключена, доступны лишь отдельные примеры. Так, выполненная в 2008 году оценка добычи метана из залежи ПГГ Маллик в канадской Арктике показала, что совокупные издержки разработки залежи составляют 195–230 долл. на тысячу кубометров для гидратов, расположенных над свободным газом, и 250–365 долл. на тысячу кубометров для гидратов, расположенных над морским дном. Японские разработчики оценивают себестоимость добычи метана из поддонных газогидратов на уровне 540 долл. на тысячу кубометров. Однако, по некоторым оценкам наших аналитиков, данная технология становится конкурентоспособной только при затратах на добычу метана менее 390 долл. на тысячу кубометров. Другие оценки для оценочной себестоимости промышленной разработки месторождений ПГГ дают 175–350 долл. на тысячу кубометров.

Так что добыча газа из залежей ПГГ на сегодняшний день является наиболее дорогостоящим из известных способов добычи природного газа. Это приводит к выводу о том, что без неожиданных прорывных технических решений газогидратная революция возможна лишь в далекой перспективе, когда стоимость традиционной добычи углеводородов увеличится на порядок. Пока же себестоимость добычи "Газпрома", являющаяся самой низкой в мире, составляет 20 долл. за тысячу кубометров.

По мнению экспертов, промышленная разработка ПГГ начнется не ранее чем через 10–20 лет. Неоправданный скепсис в отношении грядущей газогидратной революции чреват такими же последствиями, как и скепсис в отношении состоявшейся-таки сланцевой революции. Начало разработки месторождений ПГГ может стать началом нового этапа передела мирового газового рынка, в результате которого экспортные возможности России могут быть заметно ослаблены.