ОСНОВНЫЕ ИТОГИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В СССР ЗА 1962 ГОД
В. Г. Васильев, И. П. Зубов, Б. А. Тхостов
1962 г. явился очередной крупной вехой на пути развития нефтяной и газовой промышленности нашей страны. Добыча нефти составила 186 млн. т (112% плана), добычи газа - 75,2 млрд. м3 (124% плана). Бурный рост добычи нефти и газа стал возможен только потому, что за последние годы в результате геологоразведочных работ были достигнуты успехи в области подготовки разведанных запасов нефти и газа, а также создания предпосылок для их роста в дальнейшем. Прирост разведанных запасов (А+В) нефти за 4 года семилетки составил больше половины запасов нефти, подготовленных за весь предшествующий период. За это же время было подготовлено 1271,8 млрд. м3 разведанных запасов (А+В) газа, т.е. на одну треть больше всех выявленных запасов природного газа на начало семилетки.
За 1962 г. открыто 67 новых месторождений нефти и газа, из них 37 нефтяных, 26 газовых и газоконденсатных и 4 газонефтяных. Кроме того, на выявленных нефтяных и газовых месторождениях открыто около 50 новых залежей нефти и газа.
Одним из наиболее значительных достижений 1962 г. является открытие месторождений нефти и газа в районах Восточной и Западной Сибири, окончательно подтвердивших ранее сделанные прогнозы о больших перспективах нефтегазоносности обширных территорий Сибири. Впервые в результате длительных поисков в Восточной Сибири в районе Марково на р. Лене открыто новое месторождение нефти. Здесь в процессе бурения Марковской опорной скважины из отложений нижнего кембрия с глубины 2164 м получен фонтан легкой малосернистой нефти с дебитом 1000 т/сутки при свободном фонтанировании. Закончено бурение второй разведочной скважины, однако опробовать ее не удалось из-за некачественного тампонажа. По данным пробуренных скважин установлено, что структура разбита нарушением большой амплитуды, около 1000 м. Открытие Марковского месторождения значительно повышает надежность поисков нефтяных и газовых месторождений в нижнем кембрии в районах Якутии, Красноярского края, в том числе в Канско-Тасеевской впадине и Тунгусском бассейне.
В минувшем 1962 г. крупные успехи в разведке нефтяных и газовых месторождений достигнуты в Западно-Сибирской низменности. Здесь открыты три нефтяных и четыре газовых месторождения. В Тюменской области открыты Каменное и Западно-Сургутское нефтяные месторождения и Узюмское, Горное и Тазовское газовые месторождения.
Месторождение Каменное приурочено к базальным слоям верхнеюрских отложений. При опробовании скв. 13 из интервала 2417-2424 м получен фонтан нефти с дебитом 1200 т/сутки через 15-миллиметровый штуцер. Нефть удельным весом 0,8, содержание серы 0,13%. Западно-Сургутское нефтяное месторождение приурочено к готерив-барремским отложениям. При опробовании из интервала 2098-2102 м получен фонтан нефти 110 т/ сутки через 8-миллиметровый штуцер. Соснинское нефтяное месторождение находится вблизи ранее выявленного Мегионского нефтяного месторождения на крупном Нижне-Вартовском поднятии. Нефть получена из валанжинского горизонта нижнего мела. Свободный дебит скважин свыше 340 т/сутки, удельный вес нефти 0,851.
Принципиально важное значение имеет получение мощного газового фонтана на крайнем севере Тюменской области - в Тазовской опорной скважине из отложений нижнего мела (готерив, баррем) на глубине 2644 м. Дебит газа определяется в 2-2,5 млн. м3/сутки. Опорная скважина была заложена на крупном антиклинальном поднятии, имеющем длину более 50 км. Запасы Тазовского месторождения оцениваются более чем в 100 млрд. м3. С открытием этого месторождения намечаются реальные пути газоснабжения г. Норильска и его крупных промышленных предприятий. Создаются также реальные предпосылки для подготовки крупных ресурсов природного газа в северных районах Тюменской области, на базе которых можно организовать газоснабжение не только промышленности Урала, но и европейских районов СССР.
Большое значение для оценки перспектив газоносности восточных районов Западно-Сибирской низменности имеет открытие Усть-Сильгинского газового месторождения, связанного с отложениями юры. При испытании скв. 3 этого месторождения из интервала 2290-2297 м получен промышленный приток газа с конденсатом. Суточный дебит газа при шайбе диаметром 22,2 мм определен 100 тыс. м3. В результате открытия этого месторождения появляется принципиальная возможность подготовки ресурсов природного газа в восточных районах Западно-Сибирской низменности и, следовательно, создания сырьевой базы для газоснабжения южных промышленных районов Западной Сибири в наиболее оптимальных экономических условиях.
Следует подчеркнуть, что к настоящему времени в Западной Сибири созданы предпосылки для организации крупной нефтедобывающей базы в районе среднего Приобья и нефтегазодобывающей базы в Березово-Шаимском районе, т. е. в центральных и западных частях Западно-Сибирской низменности. На очереди стоит вопрос о выявлении ресурсов природного газа и нефти в северных и восточных районах Западно-Сибирской низменности.
Заслуживают внимания успехи поисково-разведочных работ на газ в Краснодарском крае. Здесь открыт новый газоносный район в зоне сочленения Ейско-Березанского валообразного поднятия и Адыгейского выступа. На Некрасовской складке в нижнемеловых отложениях открыто крупное газовое месторождение, запасы которого в первом приближении определяются в 60 млрд. м3. Продуктивные горизонты залегают на глубине 3340-3360 м. Вблизи этого месторождения примерно на тех же глубинах выявлено Усть-Лабинское газовое месторождение. Кроме того, открыто Армавирское газоконденсатное месторождение с глубиной залегания продуктивных горизонтов 2300 м, а также небольшие Темиргоевское и Ладожское месторождения газа и газовые залежи в палеоцене на Западно-Ленинградском, Восточно-Северском и Калужском и в нижнем мелу на Безводненском месторождениях. В том же районе обнаружены небольшие Убеженское и Северо-Николаевское месторождения нефти с глубинами залегания залежей соответственно 400 и 800 м.
Во многих областях и районах РСФСР выявлены новые месторождения и залежи нефти и газа, однако запасы большинства из них незначительны.
В Чечено Ингушской АССР на месторождении Заманкул Сунженского хребта обнаружена высокодебитная залежь нефти в валанжинском горизонте нижнего мела. На площади Беной в Черных горах открыта газовая залежь в отложениях верхнего мела. Фонтан газа получен при бурении скв. 31 с глубины 2305 м, ориентировочный дебит при открытом фонтанировании 1,5 млн. м3/сутки. Газ содержит конденсат.
В Дагестанской АССР открыты четыре новых залежи нефти на месторождениях Русский Хутор, Сухокумское и Южно-Сухокумское.
На Сухокумском месторождении нефть получена из II и VI юрских пластов с глубины 3500 м. Дебиты скважин более 100 т/сутки. Нефть сильно насыщена газом. Залежи нефти в нижнемеловых отложениях установлены на месторождениях Южно-Сухокумское и Русский Хутор.
В Ставропольском крае в Ачикулакском районе открыто новое месторождение - Восточное. Нефть получена из IX пласта нижнего мела в интервале глубин 3110- 3116 м при помощи испытателя пластов. Новое небольшое Каменнооблаковское месторождение газа выявлено при испытании верхнемайкопских отложений в интервале 273- 267 м. Абсолютно свободный дебит - 700 тыс. м3/сутки.
Залежь газового конденсата открыта на месторождении Русский Хутор (северный). Здесь из II пласта юры в интервале 3305-3309 м в скв. 2 получен приток газа 145 тыс. м3 через 9,5-миллиметровый штуцер и 115 м3/сутки конденсата. Пластовое давление определено в 336,5 атм. Всего на этом месторождении установлено три газоконденсатных залежи (VIII, IX пласты нижнего мела и II пласт юры).
В Татарской АССР из шести залежей, выявленных на известных месторождениях, три относятся к угленосному и тульскому горизонтам каменноугольной системы и три - к горизонтам девонской системы. Наиболее продуктивна залежь Старицкого месторождения, где получен фонтан нефти с дебитом 107 т/сутки.
Кроме того, открыто более 20 новых месторождений, в том числе 10 в девоне. Почти все месторождения мелкие, залежи приурочены к литологическим ловушкам, имеют запасы 0,5-1 млн. т и содержат сернистые и высокосернистые нефти.
В Башкирской АССР открыты нефтяные месторождения: Шавыядинское (приток нефти 9 т/сутки из отложений девона), Шелкановское (приток нефти 181,5 т/сутки из турнейских отложений), Алкинское (приток нефти 20 т/сутки из кыновских отложений) и Абдулинское (приток нефти 50 т/сутки из угленосных отложений). Из профильной скважины в районе с. Щелканово из известняков турнейского возраста получен фонтан нефти дебитом 180 т/сутки. Нефтенасыщенные породы выделяются как в нижнем отделе каменноугольной системы, так и в отложениях девона.
В южной части Предуральского прогиба открыты три газовых месторождения: Якуповское, Северо-Маячное и Северо-Кумертинское, связанные с сакмаро-артинскими образованиями рифогенных сооружений. Также открыто новое Казачинское газовое месторождение, связанное с верейскими образованиями среднего карбона, с суточным дебитом скважины 775 тыс. м3. Все эти месторождения по запасам газа оцениваются как незначительные.
В Куйбышевской области выявлено шесть новых нефтяных месторождений и 14 нефтяных и три газовых залежи на старых месторождениях.
Запасы всех открытых месторождений и залежей нефти и газа невелики. Сравнительно более крупными являются Уваровское и Подгорненское месторождения, в разрезах которых выделяется ряд нефтенасыщенных пластов. Дебиты скважин на этих месторождениях через 6- 7-миллиметровый штуцер составляют 50-60 т/сутки.
В Саратовской области в истекшем году выявлено одно небольшое Вольновское месторождение нефти и одна нефтяная и семь газовых залежей на ранее известных месторождениях. На Вольновской структуре нефть получена с глубины 1100 м из бобриковского горизонта. При опробовании при помощи компрессора дебит скв. 5 составил 240 м3/сутки. Судя по высокой газонасыщенности нефти, можно предполагать, что залежь будет иметь газовую шапку.
Большие надежды возлагаются на разведку площадей Заволжья. Здесь на Любимовском месторождении расширена площадь газоносности пласта Д2IV: в скв. 5, расположенной в 4,5 км юго-восточнее скв. 2, давшей фонтан газа еще в 1960 г., получен мощный фонтан газа со свободным дебитом около 5 млн. м3/сутки.
На ряде площадей дальнего Заволжья (Рахмановской, Клинцовской, Любицкой, Семеновской, Вишняковской и др.) вскрыт кристаллический фундамент. Во многих скважинах, вскрывших фундамент, терригенная толща девона отсутствует. Только ближе к борту Прикаспийской впадины, например на Семеновской площади, отмечено наличие терригенного девона. Это вызывает существенные поправки в направление поисково-разведочных работ в этом районе Прикаспийской впадины.
В Волгоградской области открыто Карасевское газовое месторождение, на котором установлена газоносность двух пластов в евлановско-ливенских и одного - в задоно-елецких слоях девона; выявлена залежь нефти на Жирновском месторождении.
В северной части Волго-Уральской области большие перспективы в нефтегазоносном отношении возлагаются на отложения девона и карбона Пермской области. В минувшем 1962 г. здесь также достигнуты существенные успехи. За счет разведки Мазунинского, Осинского, Константиновского и Асюльского месторождений достигнут значительный прирост запасов нефти. План прироста запасов по этой области выполнен на 95 %. В ее пределах открыто три новых месторождения - Константиновское в пределах Башкирского свода и Талицкое и Ольховское, расположенные на небольшом расстоянии от Каменноложского.
В Удмуртской АССР открыто Киенгопское месторождение нефти, приуроченное к отложениям башкирского яруса среднего карбона. При опробовании скв. 16 в интервале 1209-1245 м получен приток нефти с дебитом 12 т/сутки через 4-миллиметровый штуцер. Нефть тяжелая, с удельным весом 0,88, содержание серы 1,88%.
В Оренбургской области открыто Пономаревское месторождение нефти, связанное с пашийскими отложениями верхнего девона (глубина залегания продуктивного горизонта 2230 м) и два газовых месторождения. Совхозное газовое месторождение приурочено к рифогенным образованиям сакмаро-артинского возраста и находится в южной части Предуральского прогиба; при опробовании скв. 56 здесь был получен приток газа с абсолютно свободным дебитом 426 тыс. м3/сутки. Чекалинское газовое месторождение приурочено к уфимским отложениям пермской системы. Нижний продуктивный пласт находится на глубине 534-555 м, при его испытании был получен абсолютно свободный дебит 1120 тыс. м3/сутки. При испытании верхнего продуктивного пласта в интервале глубины 506- 520 м в аналогичных условиях получен приток газа 907 тыс. м3/сутки.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной области (Коми АССР) открыто два месторождения нефти и одно газа. На Исаковском месторождении нефти продуктивный горизонт приурочен к отложениям перми. При испытании скв. 28 из интервала 842-850 м получен приток нефти с дебитом 30 м3/сутки. Нефть бессернистая, легкая, с удельным весом 0,83. Усинское месторождение нефти приурочено к карбонатным образованиям верхнего девона. При испытании интервала 1971-2200 м в опорной скважине был получен приток нефти.
На Печорогородском месторождении газа продуктивный горизонт приурочен к отложениям визейского яруса нижнего карбона. При опробовании скв. 51 из интервала 1063- 1066 м получен фонтан газа с дебитом при 12,5-миллиметровом штуцере 155 тыс. м3/сутки.
На о. Сахалин открыты два газовых месторождения, продуктивные горизонты которых приурочены к третичным отложениям. На Покосненском газовом месторождении из отложений окобыкайской свиты (IX пласта) был получен газовый выброс и на Абановском месторождении получен промышленный приток газа из XVII горизонта с дебитом 66 тыс. м3/сутки через 12-миллиметровый штуцер. Кроме того, на известных месторождениях выявлен ряд небольших по размеру залежей нефти и газа.
Крупными достижениями увенчались поисково-разведочные работы на нефть и газ в Туркменской ССР. Здесь открыты одно крупное нефтяное - Барсагельмесское и два газовых - Байрамалийское и Фарабское месторождения. Барсагельмесское нефтяное месторождение находится в Западно-Туркменской низменности и расположено между крупными месторождениями нефти - Ленинским (Котур-Тепе) и Небит-Дагом. Продуктивные горизонты приурочены к красноцветной продуктивной толще. В первой разведочной скважине при опробовании верхней части этой толщи был получен фонтанный приток нефти с дебитом 300 т/сутки. На этом месторождении, судя по данным электрокаротажа, имеются продуктивные нефтяные горизонты в вышележащих апшеронских отложениях. Кроме того, перспективна и нижняя часть продуктивной толщи, еще не вскрытая бурением.
Принципиально важно установление промышленной газоносности на Байрамалийской и Фарабской площадях. На месторождении Байрам-Али промышленный приток газа получен из отложений верхней юры (из так называемых подсолевых отложений) с дебитом 500 тыс. м3. Газ метановый (96,6%). Запасы этого месторождения оцениваются в 50-60 млрд. м3.
На Фарабском месторождении в разведочной скв. 11 при испытании известняков юрских подсолевых отложений с глубины 2352-2372 м получен фонтан газа с дебитом 64 тыс. м3 при 6-миллиметровом штуцере и 70 тыс. м3 при 8-миллиметровом штуцере. Запасы месторождения оцениваются в 55 млрд. м3.
В Узбекской ССР открыто нефтяное месторождение Зекры и газовое - Аламташ.
На месторождении Зекры, расположенном в Каракульском прогибе, в разведочной скв. 2 при испытании с глубины 2240-2260 м верхней части XV горизонта подсолевых карбонатных юрских отложений получен приток легкой нефти с дебитом 3 т/сутки.
Аламташское газовое месторождение расположено в юго-западных отрогах Гиссарского хребта. Здесь в процессе бурения с глубины 1370 м из подсолевых юрских отложений (XV горизонт) получен газовый фонтан с дебитом до 1 млн. м3/сутки.
Таким образом, положительные результаты поисково-разведочных работ в восточных и юго-восточных районах Туркмении с явно наметившимся повышением перспектив газоносности западных районов Узбекской ССР, в том числе в Предгиссарье, позволяют уверенно говорить о возможности создания в этих районах Бухаро-Мургабской нефтегазоносной провинции базы газоснабжения, которая в генеральной перспективе сможет полностью удовлетворить нужды не только республик Средней Азии, но и промышленности Урала.
Уже в январе 1963 г. на площади Аламбек, расположенной к северо-западу от г. Нукус (Кара-Калпакская АССР) в так называемом Барсагельмесском прогибе, при бурении поисково-разведочной скважины с глубины 3175 м из среднеюрских отложений был получен мощный газовый выброс. Это первый факт, подтверждающий высокие перспективы газоносности районов Устюрта. В результате доразведки Зеагли-Дарвазинского газового месторождения его запасы оценены почти в 150 млрд. м3. Кроме того, к северу от этого месторождения наметился ряд перспективных структур, где возможно открытие крупных месторождений. Выявлены газовые горизонты на Жетыбайском и Узеньском месторождениях нефти. Все эти данные, а также большие общегеологические перспективы северных склонов Каракумского и Карабогазгольского сводовых поднятий и всей зоны Южномангышлакско-Устюртского прогиба позволяют уже сейчас считать, что в период до 1970 г. здесь могут быть подготовлены, помимо нефти, крупные ресурсы природного газа, которые станут базой газоснабжения Европейских районов СССР.
В Казахской ССР в 1962 г. проводилась разведка ранее открытых крупнейших месторождений Жеты-бай и Узень на Южном Мангышлаке. В результате этого открыты нефтяные залежи на месторождении Узень и газовая залежь на месторождении Жетыбай. На месторождении Узень при испытании XVI горизонта получены фонтанные притоки нефти с дебитом: 80 м3/сутки при 10-миллиметровом штуцере, 54 м3/сутки при 7-миллиметровом штуцере и 27 м3/сутки при 5-миллиметровом штуцере.
На месторождении Жетыбай при опробовании верхней части III горизонта получен фонтан газа 150 тыс. м3/сутки при 12-миллиметровом штуцере.
В восточных районах Прикаспийской впадины и ее обрамлении в пределах Казахской ССР открыто четыре небольших газонефтяных месторождения (Мартыши. Камышитовы, Копа и Акжарское), запасы которых невелики.
На месторождении Мартыши из юрских отложений с глубины 882- 884 м получен фонтан легкой нефти при 7-миллиметровом штуцере дебитом до 100 т/сутки и приток газа из меловых отложений с дебитом до 100-120 тыс. м3/сутки.
На месторождении Камышитовы, расположенном к востоку от месторождения Мартыши, при опробовании горизонта юрских отложений на глубине 600 м получен фонтанный приток легкой нефти при 8-миллиметровом штуцере с дебитом до 30 т/сутки.
Месторождения нефти Копа и Акжар расположены на юго-восточном борту Прикаспийской впадины к юго-западу от месторождения Кенкияк. Месторождение Копа представляет собой соляной купол. Нефтяная залежь приурочена к юрским отложениям. При опробовании горизонта получен приток нефти с дебитом до 10 т/сутки. На месторождении Акжар при опробовании юрских отложений получен приток легкой нефти с дебитом 2-3 т/сутки.
На площади Порт-Артур в центральной части Прикаспийской впадины из параметрической скважины с глубины 800 м получен промышленный приток природного газа около 100-200 тыс. м3/сутки.
В Таджикской ССР открыто два нефтяных - Ак-Баш-Адыр и Шаамбаты и одно газовое - Андыгенское месторождения. Запасы их небольшие.
В Украинской республике в 1962 г. открыто четыре нефтяных (Уличнянское, Ольховское, Леляковское и Новогригорьевское) и два газовых (Машевское и Джанкойское) месторождения. Кроме того, на открытых ранее месторождениях установлено семь новых залежей нефти и газа.
Месторождения Ольховское и Уличнянское открыты в той же тектонической зоне, в которой находятся известные месторождения Долина и Битковское. Леляковское месторождение нефти расположено к северу от Гнединцевского месторождения. Запасы вновь открытого месторождения оцениваются на уровне Гнединцевского. Продуктивные пласты залегают на глубине 1821-1825 м и относятся к отложениям нижней перми.
Новогригорьевское месторождение нефти расположено в центральной части Днепровско-Донецкого грабена. В отложениях нижнего карбона здесь выделяются до десяти возможно продуктивных горизонтов. При испытании интервала 2273-2238 м получен приток нефти около 150 т/сутки через фонтанную арматуру.
В процессе бурения скв. 6 на Машевской площади к юго-западу от г. Харькова был получен приток газа около 1 млн. м3/сутки из медистых песчаников нижнего отдела перми.
Большое значение для оценки перспектив газоносности центральной части Днепровско-Донецкого грабена имеет получение газового фонтана с большим содержанием конденсата на Глинско-Розбышевской площади. Глинско-Розбышевская складка по своим размерам примерно равна структуре Шебелинского газового месторождения. Испытанный продуктивный пласт залегает на глубине 3026-3034 м. При испытании скважины был получен приток газа, равный 1340 тыс. м3/сутки. Содержание тяжелых углеводородов в газе, достигающее 9,75%, и наличие конденсата дают основание предполагать, что в нижележащих намюрских и визейских отложениях нижнего карбона на этой площади могут быть открыты газонефтяные залежи. Результаты разведки в Днепровско-Донецкой впадине, несмотря на то, что по этому району не выполнен план подготовки запасов нефти и газа, подтверждают большие перспективы его в нефтегазоносном отношении.
В 1962 г. в Степном Крыму на Джанкойской площади установлена промышленная газоносность майкопских отложений. Дебиты скважин из этих отложений составляют от 8 до 350 тыс. м3/сутки.
В результате поисково-разведочных работ 1962 г. достигнуты успехи в создании предпосылок для выявления крупных ресурсов нефти и газа в новых районах Сибири и Средней Азии, и повышении перспектив нефтегазоносности в ряде районов Европейской части СССР. Однако в осуществлении поисково-разведочных работ на нефть и газ имеются недостатки.
План прироста запасов нефти (А+В) за 4 года семилетки выполнен на 108,6%. Перевыполнение плана прироста запасов по нефти за 4 года семилетки произошло за счет прироста запасов прошлых лет по Ромашкинскому месторождению.
План подготовки запасов нефти в 1962 г. по предварительным данным выполнили (в %): Украинская ССР 106,2; РСФСР 75,2, в том числе по Урало-Волжским районам 79, по районам Западной Сибири 60; Азербайджанская ССР 75; Туркменская ССР 43; Узбекская ССР 35; Казахская ССР 1,4.
План подготовки запасов газа за 4 года семилетки (1959-1962 гг.) выполнен на 97,3%. Следует подчеркнуть, что неблагополучное положение с подготовкой запасов газа наметилось уже давно. Так, если в 1959 г. план подготовки запасов газа был выполнен на 196,6%, то в 1960 г. на 66,6%, в 1961 г. на 68,8%, а в 1962 г. на 35,6%. По республикам выполнение прироста запасов газа (категории А+В) составляет (в %): Туркменская ССР 100; Украинская ССР 58,8; Азербайджанская ССР 50; РСФСР 26 (в том числе по Урало-Волжским районам 8,7 и по районам Западной Сибири 58,5).
Таким образом, основная задача поисково-разведочных работ - подготовка разведанных запасов нефти и газа за последние 2-3 года выполняется неудовлетворительно. Такое положение нельзя оправдывать даже усложнившейся в ряде районов геологической обстановкой для поисков месторождений нефти и газа.
Конечно, при анализе результатов поисково-разведочных работ на нефть и газ в нашей стране по ряду районов с этим не считаться нельзя. Однако нельзя мириться и с отставанием в разработке ряда методических и в решении организационно-хозяйственных вопросов.
Так в районах Поволжья (Волгоградская и Саратовская области) до сих пор нет эффективной методики поисков ловушек в нижнем структурном этаже (девон) и крайне слабо изучена глубинная геология бортового уступа Прикаспийской впадины, с которой связываются большие перспективы в нефтегазоносном отношении.
В районах Днепровско-Донецкой впадины, Азербайджана, Краснодарского края дальнейшие поиски нефтяных и газовых залежей в значительной мере определяются переходом на бурение скважин глубиной 4 км и более. Это в свою очередь предъявляет особые требования к надежности подготовки площадей под поисковое бурение геофизическими методами. В Ставропольском крае, где фонд четко выраженных локальных ловушек исчерпан, возникает необходимость поисков ловушек в зонах выклинивания меловых образований на восточном склоне Ставропольского свода и в ряде других районов, где фиксируются приподнятые зоны фундамента.
При таком усложнении геологической обстановки особенно большие требования предъявляются к повышению эффективности геофизической разведки, усилению разработки методов картирования маркирующих поверхностей толщ, перспективных в нефтегазоносном отношении и залегающих в осложненных тектонических условиях (нижние структурные этажи, поднадвиговые зоны и т. д.).
На снижение эффективности разведки на нефть и газ влияют и недостатки в разработке методических вопросов и научных исследований. Все эти вопросы уже неоднократно обсуждались и на крупных совещаниях в Министерстве геологии и охраны недр СССР (например, расширенное заседание Экспертно-геологического совета МГ и ОН СССР в августе 1962 г.). Однако преодоление имеющихся недостатков на практике осуществляется медленно.
1. Отставание, а местами неудовлетворительные результаты геофизических работ из-за слабой технической вооруженности и по ряду районов - методической обоснованности. По этой причине в ряде крупных нефтегазоносных районов создался недостаток резерва структур, подготовленных к разведке, особенно по глубинным перспективным горизонтам.
2. Систематическое отставание в большинстве районов региональных исследований, что лишает геологов возможности наиболее правильно определять направления поисковых работ и сдерживает выявление перспективных районов и крупных месторождений нефти и газа.
3. Наличие переразведки отдельных площадей, что приводит к излишним затратам поискового и разведочного метража. Поэтому в структуре запасов имеются непропорционально большие запасы категорий А+В и относительно незначительные запасы категории С1. Так, например, запасы категорий А+В по состоянию на 1 января 1962 г. составляют 85% от суммы запасов А+В+С1, в то время как по действующему положению разработка даже крупных месторождений может вестись при наличии запасов категорий А+В в размере 40% от общих запасов.
4. Невыполнение планов глубокого поисково-разведочного бурения как по объемам и скоростям, таки по освоению глубин более 3 тыс. м. За 1959-1961 гг. недовыполнено около 2,5 млн. м разведочного бурения. Стоимость 1 м бурения выше плановой из-за недостаточной технической оснащенности буровых работ, в первую очередь качественными долотами и бурильными трубами, некачественного опробования скважин на приток нефти и газа, отставания в строительстве опорных жилищно-производственных баз буровых предприятий и других серьезных организационных неполадок, а также из-за недостатка квалифицированных кадров буровиков.
5. Недостатки в планировании геологопоисковых и разведочных работ. В частности, планирование эффективности разведки валом на все виды бурения (кроме эксплуатационного), планирование числа структур, подлежащих подготовке к разведке, без учета их возможной продуктивности, планирование прироста запасов высоких категорий при недостатке запасов категории С1 и т. д. часто дезориентирует разведчиков и вызывает неправильное использование ассигнований. Существующая система финансирования геологопоисковых и разведочных работ, а также система поощрения работников не стимулирует выполнение плана прироста запасов нефти и газа.
6. Отставание научно-исследовательских учреждений в разработке ряда важнейших проблем, таких как выявление закономерностей пространственного размещения нефтяных и газовых месторождений и особенно в разработке рекомендаций по поискам крупных скоплений нефти и газа, а также рациональных соотношений запасов разных категорий А + В, С1 и С2.
Решительное преодоление имеющихся недостатков позволит в кратчайшие сроки создать условия для успешного выполнения грандиозных задач развития нефтяной и газовой промышленности СССР, намеченных XXII съездом КПСС.