Если честно, даже самого мифа там не нашел.

Миф 3: Скважины сланцевого газа/нефти очень быстро пустеют и, значит, содержат меньше газа/нефти.

Да EUR у таких скважин гораздно ниже и decline rate гораздо выше, чем у традиционных скважин, это видно напрямую и из ссылки приводимой авторами.

Это видно напрямую и из ссылки приводимой авторами
Конкретизируйте пожалуйста, какие наши данные по EUR вы имеете ввиду.

Ссылка во фразе - "Небольшое сравнение накопленной добычи скважин мы проводили здесь или здесь."

Таблица в тексте ближе к концу.

Ваш анализ деклайна выполнен в системе шейл-газ филд - шейл-газ филд, а, для сравнения, надо посмотреть и добавить деклайны для обычной газовой скважины традиционного коллектора.
Да их даже смотреть не надо, в таблице видно все - EUR (площать под кривой) для традиционных скважин выше в 10+ раз. Для гиперболического дексайна вывод один - традиционная скважина работает а) дольше; б) падение дебитов меньше в разы. Последнее происходит как за счет лучших коллекторских свойств (больше плотность запасов), так и за счет наличия аквифера, которого в анконвеншенел нет.

Мы восемью скважинами на небольшом филде в Зап Сибири отбираем примерно 4 млрд. м3 газа за весь срок разработки (4 года, без компрессии), то есть по 0.5 млрд. кубов на скважину, стартовый 300-400 тыс м3/сут. Лучшие скважины на Хейнесвилле дают 0.11 млрд. кубов на скважину при стартовом дебите примерно в 320 тыс м3 в сутки.

Экономика же такого проекта должна учитывать дриллинг кост и фрак-рефрак. Кстати с этим в США даже дешевле получается, чем у нас с 2-х километровой скважиной. Их косты не знаю точно, примерные 3-5 млн $ за скважину lumpsum, наши от 6 млн. Суммарная экономика еще должна учитывать цены на газ и опексы. Наша ФСТ цена со скидкой прямо совсем ниже плинтуса получается (даже дешевле чем в США).

в таблице видно все - EUR (площать под кривой) для традиционных скважин выше в 10+ раз
не знаю куда вы в таблице смотрите, но лично я в таблице вижу, что EUR (накопленная добыча) у традиционных США ниже в 5-10 раз. Написано же в первой строчке мифа, что это общее логическое построение (decline [темпы падения] выше -> EUR ниже) опровергается примером США. Речь о мифе логического постороения. А на примере США можно видеть и миф логического построения и миф EUR'ов. Тот факт, что миф низких EUR'ов не касается РФ у нас освещён в последнем пункте.

Вы пытаетесь свести всё сравнение к сравнению с Россией и исходя из сравнения только с Россией подтвердить правильность логического построения. А то, что это же логическое построение в соседнем случае оказывается ошибочным вы игнорируете. Это как минимум необъективно.
Мы же сравниваем и с Россией и с США и поясняем всё для каждого случая. Тем самым мы одновременно и показываем обе стороны и остаёмся в рамках объективного сравнения. Ваше же сравнение - выборочно и потому необъективно. При этом в этом мифе стоит указание конкретно на США.

Скажем так, то, что в США традиционная газодобыча характеризуется столь низкими EUR это, вероятнее всего, специфика самих США и только (старые и мелкие месторождения оншор, требующие множества вертикальных скважин). Собственно для них же (+Канада) и все связанное с шейл-газом и работает на сегодняшний момент. Не вижу ни проблем ни мифа.

Согласен, что смотрел\читал не шибко внимательно.

> это же логическое построение в соседнем случае оказывается ошибочным вы игнорируете

это логическое построение работает только в США, и я за них очень рад

Выборочное сравнение технически вполне объективно, именно об этом всегда говорится, либо подразумевается, при сравнении традиционных и анконвеншенел филдов во всем мире.

Ну в общем не о чем спорить, не вижу предмета.

Думаю многим специалистам привычно сравнивать со знакомым, поэтому словосочетание "традиционный газ" сразу вызывает ассоциации с Российскими реалиями.

В США где уже почти 40 лет традиционная добыча падает , реалии совсем другие.

Есть такой тренд

Но просто замечу, что не только с отечественными реалиями параллели. В тех же США есть газ оффшор и на на Аляске, просто его вклад, судя по-всему, мал, относительно старых и выработанных небольших месторождений оншор.

Я видел статьи, презентации и проектно-техническую документацию по газовым месторождениям от Норвегии до Восточной-Сибири, нигде не было таких EUR по естественным технико-экономическим причинам.

При разоблачении мифа № 3 приведен график падения дебита по разным плеям. Но анализ этих кривых не сделан, а он достаточно важен. Для того, чтобы понять эти кривые, нужно знать, что происходит с дебитами во времени на обычных газовых месторождениях. В зависимости от активности подошвенных вод различают «жестко водонапорный режим», «газовый режим» и промежуточный – «упруговодонапорный режим». Жестко водонапорный режим – это когда вода, вторгаясь в залежь, полностью компенсирует отобранные объемы газа. Примером разработки такого месторождения является Ленинградское Краснодарского края. В этом случае давление в пласте вообще не падает, и соответственно дебиты постоянные до момента обводнения скважин. При газовом режиме – вода вообще не вторгается в залежь, и давление падает по экспоненте, соответственно и дебиты падают по экспоненте. Но не всегда. Дебиты скважин можно поддерживать постоянными, и при газовом режиме, если у нас есть возможность регулировать забойное давление, если есть резерв забойного давления. В начале разработки забойное давление высокое, а по мере снижения пластового давления, увеличивая диаметр проходного отверстия штуцера на устье или на забое, снижается забойное давление таким образом, чтобы поддерживать постоянный дебит. Так вот из картинки – падение дебита по экспоненте, следует несколько выводов:
1. Режим – газовый (воды в плеях СГ нет).
2. Объем дренирования – ограниченный, перетоков из другой части плея газа нет, нет газодинамического единства залежи, это означает, что запасы определяются количеством пробуренных скважин, поэтому вменяемой методики подсчета запасов газа – нет. Оперировать понятием запасы газа применительно к СГ не корректно.
3. Резерва снижения забойного давления – нет. Это означает, что скважины эксплуатируются при минимальном забойном и соответственно устьевом давлении. Это в свою очередь означает, что для транспорта газа по магистральным газопроводам необходимы дожимные компрессора, целые станции, которые мы не видим на снимках с месторождений СГ. Зато мы видим дымящие трубы ТЭЦ вблизи промысла. Это означает, что СГ потребляется в основном местными потребителями. Подготовить СГ к дальнему транспорту технологически можно, но слишком затратно. Газ у потребителя стоит в 5 раз дороже, чем на головных сооружениях, а себестоимость на головных сооружениях значительно выше, чем на устье. Прежде всего, за счет компремирования.
4. Повторны гидроразрывы - не дают эффекта.
5. Многоствольное бурение в скважинах, где проводят МГРП не целесообразно, так как трещины устранят преимущества бурения дополнительных стволов.

1. О графиках падения будет сказано в следующих выпусках.
Если кратко: статистически достоверна только прошлая часть, экстраполяция дает надежды на "тяжелые хвосты", а их может не быть.
2. Запасы всегда можно подсчитать и назвать их геологическими, техническими извлекаемыми, unproved и т.д.
Но добыча процесс экономический и встает вопрос о затратах при добыче, какая стоимость извлечения этих запасов.
3. " Подготовить СГ к дальнему транспорту технологически можно, но слишком затратно".
Да, вопрос пожалуй один из наиболее темных
4. Параметры проведения гидроразрывов это тоже один из наиболее темных вопросов.
5. Смотря какие трещины, и где бурятся боковые стволы. Бурение - это еще один темный вопрос.

Мой скепсис
о данных по составу сланцевого газа и о его добыче
есть, но ограничен пониманием, что несмотря на все проблемы:
- потребление энергии в США растет в т.ч. за счет газа, т.е он не может на 3/4 состоять из неуглеводородных компонент
- импорт газа уменьшается, а импорт СПГ уменьшился в 10 раз почти до нуля
- единственно что смущает - как все это будет функционировать далее при падении добычи, насколько будет экономически целесообразно

Из тех материалов, которые я видел - теплотворная способность СГ ниже обычного максимум на 30%. При этом не может быть на 3/4 из неуглеводородных компонентов. Их выражение - "преимущественно метановый" - вполне соответствует этой теплотворной способности. Неуглеводородные компоненты есть, но их не так уж и много. Мне не ясно с сероводородом? Есть - нет?. Ни чего не пишут про радон, а вот в таких высокорадиоактивных глинах как на Барнетте, вполне может быть. В США сильная аллергия на радон, проверку на радон делают при любой сделке с недвижимостью, а в случае с СГ - тишина. Может быть и нет?
Импорт все таки остался - из Канады дельта 40 млрд.м3/год и только соображениями удобства инфраструктуры этот импорт не объяснишь. Видимо этот канадский газ занимает неубиваемую нишу.
Последнее верно - уже в США так было. Зажали цену газа - Правительство. И добыча ушла вниз так. что остановить её повышением цены оказалось затруднительно. То есть и цены уже были высокими, а добыча продолжала падать - эффект инерции имеет место быть.

По бурению скважин с протяженными горизонтальными стволами и проведению МГРП написано много. Это ещё до СГ. по плотным песчаникам. Не вижу особенно темное, мы уже сами бурим горизонтальные скважины, а порода в глинистых сланцах прочная, бурить тяжело. но не осыпается и не прихватывает. Первыми горизонтальные скважины начали бурить итальянцы на месторождения Роспо-Марэ на Адриатическом море, но американские буровики - классные. нужно отдать должное.