RasoulSorkhabi, Ph.D

Близький Схід найбільше відомий своїми традиційними запасами нафти і газу, які протягом майже століття є найважливішою частиною світових поставок. Чи може американська сланцева революція бути перенесена на Близький Схід? Можливо, але геологія – не єдиний фактор сланцевої революції.

Сланцеві родовища Близького Сходу
Сланцева революція в США феноменальна. Завдяки технологіям горизонтального буріння і гідророзриву пласта сланцеві запаси подвоїли видобуток нафти в США з майже 5 млн. барелів на добу в 2008 році до 11 млн. барелів на добу в 2018 році. У тому ж десятилітті річний видобуток природного газу в США збільшилася з 21,1 млрд. куб. футів на добу до 32,7 млрд. куб. футів на добу. До сих пір сланцева революція обмежувалася кількома басейнами і покладами в США: пермським, басейном Барнетт і Ігл Форд в Техасі, басейном Баккен у Північній Дакоті і Марцелл на сході гір Аппалачів. Проте, всі традиційні нафтові басейни по всьому світу також містять великі обсяги багатих органічними породами сланців. Оскільки на Близькому Сході зосереджена найбільша кількість гігантських родовищ нафти і газу, його багаті материнські породи повинні відкривати величезні можливості для інтенсифікації та видобутку. Відкладення від палеозою до кайнозою представлені 12-кілометровим в товщину об'ємом відкладень на Аравійської платформі і в крайовому прогині Загрос, і майже кожен стратиграфічний період містить щонайменше одну сланцеву формацію товщиною більше ста метрів, яка або розподілена регіонально, або зосереджена в конкретних країнах. Ці сланцеві родовища залишаються недослідженими.
Термін «сланець» в геології конкретно відноситься до шаруватої (сланцюватої), ущільненої, дрібнозернистої осадової породи, в якій переважають мінерали, частки яких подібні за розмірами частинам глини. Сланці по суті є аргілітами, але з шаруватою текстурою. Однак в сучасній нафтової промисловості термін «сланець» використовувався в дуже широкому сенсі, включаючи визначення його як будь-яких дрібнозернистих осадових порід з низькою проникністю - аргилітів, сланців, алевролітів, мергелю та крейди - для видобутку нафти і газу у тому числі потрібно використовувати гідророзрив пласта. Тут я неохоче приймаю це промислове використання терміна, але виключаю чисто вапнякові і доломітові поклади, які так часто зустрічаються в стратиграфії Близького Сходу. Далі йде загальний огляд сланцевих горизонтів Близького Сходу: локальні варіанти умов накопичення опадів, нашарування, термічна зрілість і органічне багатство присутні в достатку. В цілому, формації стають глибшими, починаючи з західної частини Аравійскої платформи у напрямку до крайового прогину Загрос.

Геологічна будова басейнів Близького Сходу

На Близькому Сході знаходяться багаті нафтові родовища, тому що він успадкував унікальний набір геологічних умов, які сприяють утворенню та накопиченню великих запасів нафти на афро-арабської платформі Гондвани (см. GEO ExPro, Vol. 7, No. 1: Why So Much Oil in the Middle East). У палеозойсько-мезозойські часи протягом майже 500 мільйонів років Близький Схід представляв собою великий стабільний континентальний шельф, що був звернений до протікаючого зі сходу на захід океану Тетіс. Континентальний шельф мав ширину 2000-3000 км і довжину не менше 6000 км. У кайнозойські часи крайові прогини, сформовані в результаті зіткнення арабо-азіатських плит, а також підняття гір Загрос-Тавр і заповнені відкладеннями товщиною 3000 м, наклалися на шельфові відкладення. Схожим чином, шельфові відкладення, в тому числі багаті органічною сланці, були глибоко поховані і збереглися.
Регіонально розподілені сланцеві формації в близькосхідному кластері діляться на три стратиграфічні групи: ордовік-силур, Юрсько-крейдяна і палеоцен-еоценова. Ранні палеозойские періоди характеризувалися швидкою появою формжиття, а також глобальним підвищенням рівня моря. У теплі Юрсько-крейдяні часи океан Тетіс знаходився на найвищому рівні і розташовувався в багатих планктоном екваторіальних широтах, що сприяло відкладенню органічно багатих, безкисневих глибоководних сланцевих покладів. Третя група сланцевих утворень, що відносяться до палеоцен-еоценових періодів, відклалася в крайових прогинах поверх шельфових відкладень.

Інфракембрійські і глибоко залягаючі палеозойські сланці Близького Сходу

Група Huqf в Омані містить найвідоміші інфракембрійські нафтоматеринські породи, з яких видобувалася нафта, що зберігається не тільки в пермокарбонових резервуарах, а й в самій групі Huqf (резервуар «Q», що зустрічається на родовищі Руніб в південній частині Оману). Група складається з карбонатів, що чергуються, кремнисто-уламкових порід і випарів, що відклалися в глибокому, обмеженому і безкисневому басейні. Вапнякові аргіліти Шурамської свити (товщиною до 600 м), доломітові і сланцеві відкладення свити Ара (до 1700 м) є основними багатими органікою нафтоматерінськими породами. На багатьох родовищах сланці Ара (з керогеном типу II, можливо, ціанобактеріального походження) все ще знаходяться в межах нафтових і газових вікон; він обмежений сіллю Ара, що еквівалентна регіональній солі Хормуз (під кембрійськими відкладеннями) в Перській затоці.
Нижньопалеозойські поклади на Близькому Сході сильно розрізняються за термічною зрілістю в залежності від глибини їх залягання; наприклад, в крайовому прогині річки Загрос вони часто перетворювалися в слюдяні кварцити. Верхньопалеозойські нафтоматерінські породи не є безперервними на всьому Близькому Сході через падіння рівня моря і тектонічних порушень ближче до кінця Палеозою.
Відомі кембрійські сланцеві пласти, що відклалися у флювіальних і крайових морських середовищах на Близькому Сході, включають в себе формацію Pre-Saq (Нижній Кембрій) в Саудівській Аравії, Нижню Хайму (Miqrat) в південному Омані, яка підживлювала нафтою і газом уламкові відкладення Верхньої Хайми, і середньокамбрійскій сланець Сосник товщиною 1000 м в південно-східній Туреччині.
Ордовикські сланцеві відкладення простягаються від континентального до околичного морського середовища і мають різні стратиграфічні назви: Hiswa (Йорданія), Bedinan (Туреччина), Sawab (Сирія), Hanadir (Саудівська Аравія) і SafiqShale в Омані (який простягається до Нижнього Силурія).
Силурій відзначений великою нафтовою породою, яка широко залягала у відкритому морському середовищі на Близькому Сході і в Північній Африці. Цей морський «гарячий сланець» (характеризується високим гамма-каротажем) також називають по-різному в різних країнах: Tanezzuft (Лівія), Kohla (Єгипет), Qusaiba (Саудівська Аравія), Mudawwara (Йорданія), Tanf (Сирія), Akkas ( пустеля західного Іраку) і т.д. Силурійский сланець добре вивчений, так як в ньому утворюється як газ, так і легка нафта, що залягає в середньо-верхньопалеозойських колекторах. Товщина «гарячого» сланцю Qusaibaв Саудівської Аравії варіюється за товщиною від 250 м в оголенні до понад 1000 м в басейні і має середній вміст ООУ 4-5% (Cole і ін., 1994).
У місцевому масштабі існує кілька багатих органікою девонських сланців, таких як Koprulu на південному сході Туреччини, Jauf в Саудівської Аравії і Misfar в Омані. Хуфські поклади пермського періоду (і її еквіваленти), що складається з вапняку, доломіту, сланцю і ангідриту, активно накопичували відкладення в умовах приливного і мілководного морського середовища на Близькому Сході. Це утворення часто виступає як в якості колектору, так і в ролі нафтоматеринської породи.

Мезозойські сланці: нафтоматеринські породи юрського і крейдяного періодів Близького Сходу

Тріасові нафтоматеринські гірські породи, зокрема KurraChine в Сирії і Іраку і Jilh в Саудівської Аравії і ОАЕ, складаються з доломіту, сланцю і ангідриту і відклалися на мілководді.
Найбагатші і потужні нафтоматеринські породи на Близькому Сході відносяться до юрського і крейдяного періодів. На деяких родовищах присутні численні глибоководні сланцеві горизонти юри і крейди, багаті органікою, з керогеном типу II. Ці мезозойські утворення можуть бути найбільш підходящими для розробки сланцевих родовищ, хоча вони переважно являють собою мергель і бітумний вапняк, а їх вапняна природа може по-різному реагувати на утворення тріщин, на відміну від таких кремністих сланців як Barnet. Юрські відкладення покриті евапорітовими покришками.
Хімічні дослідження юрської свити Sargelu в північному Іраку, проведені Роджером Абдулой (2010), показують, що Sargeluі має досить однорідну літологію зі змінною товщиною від 25 до 485 м, і що його багатющий горизонт має значення ООУ 11%. Та ж формація в Ірані дала значення ООУ 3-4% (BordenaveіBruwood, 1990). Над верхніми евапорітовими покришками юри присутні на регіональному рівні кілька нафтоматеринських порід крейдового віку, вони відомі під різними стратиграфічними назвами. У цих нафтоматеринських породах, представлених в основному чорним сланцем і глинистим вапняком, утворилася легка нафта, що зберігається в множинних крейдяних карбонатних колекторах. Стратиграфічна товщина і органічне багатство цих крейдяних порід чудові: наприклад, чорний сланець Kazhdumiв басейні Загросу в Ірані сягає 450 м і має значення ООУ 3-12%.

Сланці палеогенового передгір'я
Із субдукцією Океану Тетіс під азіатським континентом тектонічний режим на Аравійської платформі змінився на континентальне зіткнення, підняття і осадження на передньому краї, яке характеризувало близькосхідну геологію протягом останніх 50 мільйонів років. Дрібні морські сланцеві поклади палеоценового віку в приморських басейнах виявилися ефективними джерелами нафти. Вони відомі під різними стратиграфічними назвами: Taqiya (Йорданія), Aaliji (Сирія і північ Іраку), Pabdeh (Іран) і Um ErRadhuma (південний Ірак, ОАЕ і Катар). Сінанская формація Маастрихтського-палеоценового періоду на південному сході Туреччини складається з темно-сірого вапняку і мергелю і виявилася нафто материнською породою/колектором як на родовищах Selmo, так і на західних родовищах Selmo.
Деякі горизонти еоценових сланців також потенціально є нафтоматеринськими породами, такі як формація Jaddala в Сирії і північному Іраку, Andhur в Омані і Jeza в Ємені. У багатьох частинах Близького Сходу палеоцен-еоценові породи перекриті евапоритами, зберігаючи, таким чином, ці нафтові системи.

Сланцевий газ на Близькому Сході

Для Ірану і Катару, відповідно другого і третього за величиною сховищ природного газу в світі (Росія - номер один), сланцевий газ може не мати високого пріоритету. Однак для деяких країн Близького Сходу, особливо Саудівської Аравії і ОАЕ, які гостро потребують природного газу для вироблення електроенергії і побутових потреб, перспектива видобутку сланцевого газу на їх власних родовищах надзвичайно приваблива. Ахмад Кенаві, віце-президент Halliburton на Близькому Сході і в Північній Африці, недавно повідомив, що національні нафтові компанії Саудівської Аравії, Оману, Бахрейну та Кувейту ґрунтовно вивчають можливості освоєння своїх ресурсів сланцевого газу. Саудівська Аравія почала перший комерційний видобуток сланцевого газу з родовища в Північній Аравії в травні 2018 року і поставила 55 тис. куб. футів газу в день на електростанцію в Wa'adi Al Shamal на півночі країни.
Запаси сланцевого газу в Саудівській Аравії оцінюються в більш ніж 600 млрд. куб. футів, що двічі перевищує запаси звичайного природного газу в країні. Компанія Saudi Aramco зосередилася на трьох конкретних областях для розробки сланцевого газу. Це родовище Ghawar, яке є найбільшим в світі нафтовим родовищем; басейн Jafurah, розташований недалеко від Ghawarі, як очікується, буде ігл фордом Саудівської Аравії; і великий басейн Rub al-Kahli на півдні країни.

Складнощі розробки нетрадиційних ресурсів на Близькому Сході

Незважаючи на те, що сланцеві утворення часто зустрічаються на Близькому Сході, існує кілька важливих перешкод на шляху розробки цих родовищ. В даний час видобуток з традиційних карбонатних колекторів є більш економічним для близькосхідних нафтових компаній. Десятиліття буріння і видобутку надали достатньо інформації про ці колектори, в той час як видобуток із сланцевих формацій зажадає нових даних про колектори і якості нафти, а також глибокого буріння і необхідної інфраструктури і стратегій, і все це потребує великих фінансових вкладень. Поки ціни на нафту залишаються на поточному рівні, у близькосхідних компаній мало комерційних стимулів для розвитку своїх сланцевих родовищ; дійсно, видобуток з цих нових родовищ може навіть знизити ціни на нафту в подальшому.
Крім того, для розробки сланцевих родовищ потрібна величезна кількість прісної води для гідророзриву пласта (кілька мільйонів галонів води на горизонтальну свердловину, як в США), але на Близькому Сході існує гостра нестача прісної води з огляду на невелику кількість опадів і в основному посушливий клімат. Це кліматичне обмеження збережеться ще довго. Сухе (газове) фракціонування, при повному його розгортанні, може виявитися здійсненним рішенням. Сейсмічність гідродинамічного походження, пов'язана зі стимуляцією сланців, є ще однією серйозною перешкодою в тих частинах Близького Сходу, де зустрічаються активні розломи різних розмірів.
У той час як сланцева геологія вельми перспективна на Близькому Сході, регіон стикається з економічними і технологічними проблемами при розробці цих ресурсів. Як і в США, сланцева революція на Близькому Сході може бути спровокована сланцевим газом на деяких родовищах.

Список літератури:
• Cole et al., Saudi Arabia Journal of Technology, 1994.
• Roger Abdula (MS thesis, Colorado School of Mines, 2010).
• (Bordenave and Bruwood, Advances in Organic Geochemistry, 1990).
• (Carla Sertin, Arabian Business, 15 February 2019).

https://www.geoexpro.com/articles/2019/11/shale-plays-of-the-middle-east

Ця стаття вийшла в номері Vol. 16, No. 5 - 2019